Fleksibilitet i fremtidens kraftsystem. Kan det nordiske varmemarkedet bidra?

Transkript

1 Fleksibilitet i fremtidens kraftsystem Kan det nordiske varmemarkedet bidra? Utarbeidet for Statnett SF og Statkraft AS Januar 2011

2 TITTEL Xrgia AS Rådmann Halmrasts vei 16 Postboks Sandvika Telefon: (+47) E-post: Internettadresse: Foretaksregisteret: NO MVA Fleksibilitet i fremtidens kraftsystem: Kan varmemarkedet bidra? FORFATTER(E) Ole Lislebø Monica Havskjold Benedicte Langseth Jan Bråten har bidratt til kapittel 6 OPPDRAGSGIVER (E) Statnett SF og Statkraft AS Rapport nr. Dato Rev.dato Ant. sider Ant. Gradering ISBN vedlegg Åpen Prosjektleder Monica Havskjold Brief summary: The targets for renewable energy in EU for 2020 are ambitious. Wind power will be important to fulfill these targets and to replace electricity production based on fossil fuels. An increasing share of wind power will contribute to a more volatile supply side in the Nordic electricity market. Investments in flexible mechanisms on the demand side, as well as the supply side, will therefore become increasingly important for system operators, and probably more profitable for producers and consumers. The Nordic heat market (460 TWh in 2007) represents the largest potential for flexibility on the demand side. Electric boilers in heat production and more flexible CHP-facilities are the most feasible technologies for increased flexibility. Improved dynamics between the electricity and heat market could reduce price volatility, contribute to more efficient resource management and reduce greenhouse gas emissions. To better exploit this flexibility it is important that governments design an energy policy with tariffs, subsidies and taxes supporting an efficient market substitution between electricity and other fuels in the heat markets. This implies giving consumers very low tariffs on those parts of their electricity consumption which it is possible to disconnect on short notice, making them utilize alternative fuels (for heating). It is important to note, however, that regular electricity consumption should not qualify for these low tariffs. Xrgia (2011) 2

3 Konklusjon og oppsummering Den kraftige veksten innen vindkraft, solkraft og andre ikke-regulerbare teknologier forventes å representere en betydelig utfordring for det europeiske kraftsystemet i fremtiden. Produksjon fra disse fornybare kildene kan variere langt mer enn forbruket. En større andel fornybar kraftproduksjon som vind og sol har allerede ført til betydelige variasjoner i tilbudskurven i land som for eksempel Tyskland og Danmark, og slike svingninger forventes å øke. Tilbud og etterspørsel må balanseres til enhver tid. Den massive utbyggingen av vindkraft som er planlagt i Nord-Europa vil kunne øke prisvolatiliteten også i det nordiske kraftsystemet i årene som kommer. Mer småskala vannkraft i Norge og større kraftoverskudd i Norden vil forsterke tendensen til prisfall i våte år, særlig i sommerhalvåret. Vannkraftens reguleringsevne er i dag en viktig dempende faktor på prisvolatilitet i Norden. Vannkraften kan flytte produksjonen i tid, men har ingen energifleksibilitet: Over tid er vannkraftproduksjonen gitt av tilsigene (så sant man unngår spill). I Norden har kullkraft vært en viktig energimessig svingprodusent, ved at kullkraften har økt produksjon i tørre år og redusere produksjonen i våte år. Klimapolitikken innebærer at fossil kraft og særlig kullkraft gradvis erstattes av fornybar kraft. Dermed blir det en mye mindre andel av kraftproduksjonen som kan respondere på pris, både innenfor døgnet (i termiske systemer) og mellom våte og tørre sesonger. Når kraftproduksjonen blir mindre fleksibel og mer stokastisk vil fleksibilitet på forbrukssiden bli viktigere. Noen av variasjonene kan utjamnes ved nettutbygging og økt handel mellom land. Regulerbar vannkraft kan gi et viktig bidrag ved å være batteri. I fremtiden vil også nye teknologier for lagring av energi kunne spille en viktig rolle. Samtidig vil det være behov for å utnytte mulighetene for fleksibilitet på forbrukssiden langt bedre enn i dag. Et av områdene hvor forbruket lettest kan være fleksibelt er varmesektoren. Varmesektoren konsumerer mye energi og mange deler av denne sektoren kan relativt lett øke sin fleksibilitet. I fremtidens kraftsystem med en større andel ikke-regulerbar produksjon vil det antakelig være lønnsomt at varmesektoren investerer i tiltak som utnytter prisvolatiliteten. En økt fleksibilitet vil bidra til en bedre utnyttelse av energiressurser som ellers kan gå til spille. Da blir det lettere å redusere bruken av fossil energi og å øke andelen ny fornybar energi. Perioder med svært lave strømpriser vil typisk være kjennetegnet av stor produksjon av vindkraft og mye nedbør, med en reell sannsynlighet for spill av vann eller stansing av vindturbiner. Spill av vann eller nedregulering av vindkraftproduksjon er lite attraktivt samfunnsøkonomisk. I slike situasjoner kan man benytte elektrisiteten til å produsere varme med en elkjel, eksempelvis i fjernvarmeanlegg eller til prosessvarme i industrien. På denne måten kan man redusere forbruket av fossile brensel som olje og gass i perioder hvor elektrisiteten i sin helhet er produsert fra fornybare energikilder og har lav alternativ verdi. Systemer med lagringsmuligheter for varme, slik som fjernvarme, kan også flytte deler av forbruket (kraftkjøpet) til natten hvor strømprisene er lavere og nettet har liten belastning. Optimal sammensetning av teknologier i en varmesentral avhenger av størrelsen på det maksimale forbruket, profilen over året og av prisen på energibærere. Varmepumper produserer varme ved bruk av elektrisitet på en svært effektiv måte, og kan få en viktigere rolle i fremtidens varmesystem enn de har i dag. Varmepumper har langt høyere investeringskostnader og vesentlig lavere Xrgia (2011) 3

4 driftskostnader (el-kostnader) enn elkjeler. Dette favoriserer elkjeler ved korte brukstider og varmepumper ved lange brukstider. Det er stor usikkerhet rundt hvor mange timer vi vil ha med svært lave priser på elektrisitet i fremtiden. Vi anser i dag derfor elkjel for å være den beste teknologien i varmemarkedet for å kunne levere fleksibilitet til kraftmarkedet. Varmepumper vil i hovedsak dimensjoneres for å ha lang brukstid, og blir brukt også når strømprisen er normal og høy. Kraftvarmeverk (CHP-anlegg), altså kraftverk med samtidig produksjon av varme og elektrisitet, er utbredt i Sverige og særlig Danmark og Finland. Disse verkene kan i perioder med lave strømpriser redusere eller stoppe sin kraftproduksjon. Dersom verkenes varmeproduksjon da erstattes med bruk av elkjeler, blir effekten for kraftmarkedet både redusert kraftproduksjon og økt kraftforbruk. Dersom kraftvarmeanleggene tilrettelegges for det, kan de i perioder med høy strømpris (lite fornybar kraft) justere opp sin elektrisitetsproduksjon enten på bekostning av varmeproduksjonen eller ved bortkjøling av varme. På denne måten vil en mer aktiv utnyttelse av kraftvarmeanleggene dempe effekten av vindkraftens variable produksjon. Det totale nordiske varmemarkedet utgjorde i 2007 om lag 460 TWh, hvorav prosessvarme til industrien utgjorde nesten 200 TWh, fjernvarme 110 TWh og lokal oppvarming om lag 150 TWh. Til sammenligning utgjorde det nordiske kraftforbruket i underkant av 425 TWh i Totalt sett ble det i varmemarkedet forbrukt om lag 160 TWh energi fra fossile brensel i Hvor mye av dette som kan substitueres eller være fleksibelt vil avhenge av en rekke både tekniske og økonomiske forhold. Dersom vi tar utgangspunkt i vurderinger gjort for Danmark, og overfører disse til kraftvarmeanlegg i Sverige og Finland, kan kraftvarmeverkene bidra med en samlet nedreguleringskapasitet på om lag 20 GW. Dette omfatter både lavere kraftproduksjon, og substitusjon til el ved at anleggene erstatter varme fra kraftvarmeanlegget med elkjeler. Oppreguleringsevnen for kraftvarmeverk, gitt at det foretas tilpasninger av installasjonene i form av kjøling og lignende, er for Danmark anslått til ca 1 GW. Forutsetter vi samme forhold for Sverige og Finland, kan de nordiske landene få en samlet oppreguleringsevne på 4 GW. Hvor store energivolumer det vil være snakk om, vil avhenge av varigheten av perioder med enten høye eller lave strømpriser. Både for oppregulering og nedregulering gjelder det at kapasiteten vil være forskjellig om sommeren og om vinteren ettersom varmebehovet endrer seg gjennom året (bortsett fra industriforbruk). Inntektene ved å investere i fleksibilitet i form av en elkjel vil variere med prisdifferansen mellom elektrisitet (inkludert nettleie) og det alternative brenselet. Teknologiske faktorer som virkningsgrad, start/stopp-tid og andel substituerbar effekt er også viktige faktorer for lønnsomheten. I våre beregninger har vi benyttet timepriser for NO1 fra 2002 til 2008, og antatt at hvert år representerer et eget fremtidsscenario. Bedrifters faktiske tilpasning er ofte vanskelig å forutse. Lønnsomheten i denne type prosjekter er ofte avhengige av stedsspesifikke kostnader som en slik generell modell ikke vil fange opp. Med våre forenklede forutsetninger er det da lønnsomt å investere i elkjel i tillegg til oljekjel i seks av syv scenarioer. Hvis eksisterende kjel var en gasskjel ville investeringen være lønnsom i fire av syv scenarioer. Investeringen ville imidlertid ikke vært lønnsom som et tillegg til en biokjel eller et CHP-anlegg med biokjel. I et fremtidsscenario med lave og volatile strømpriser og dyrere biobrensel kan man imidlertid tenke seg et lønnsomt samspill også med biokjel. Xrgia (2011) 4

5 Det er i dag i all hovedsak Norge som har et eksisterende marked med elkjeler. Det norske markedet kom på plass på tallet, da det ble tilrettelagt for bruk av elkjeler i perioder med overskudd fra vannkraftproduksjonen. De øvrige nordiske landene har ikke hatt tilsvarende ordninger. Etter liberaliseringen av ble fokuset skiftet til å utnytte distribusjonssystemet på en mer effektiv måte, og ordningen med tilfeldig kraft ble omdøpt til uprioritert overføring. I fremtidens kraftmarked med en større andel ikke-regulerbar fornybar kraftproduksjon, vil det trolig være hensiktsmessig at utkoblbart forbruk av elektrisitet kan bidra med fleksibilitet i alle de nordiske landene. I flere land og fagmiljøer har det vært omdiskutert å bruke elektrisitet til oppvarming. Dette kan være materialisert fra myndighetssiden gjennom lovgivning som hindrer bruk av elektrisitet til enkelte formål, eller fra forbrukssiden ved at man har innarbeidet vaner som står i veien for investeringer i denne type teknologier. Samtidig står nå både myndigheter og forbrukere ovenfor en ny og ukjent markedssituasjon, som gjør denne debatten høyaktuell. For å oppnå en samfunnsøkonomisk effektiv bruk av våre energiressurser må de relative prisene på brensel og elektrisitet reflektere den relative samfunnsøkonomiske kostnaden ved forbruk. Jo mer man bygger ut av ikke-regulerbar kraftproduksjon (som vindkraft) til erstatning for fossil kraftproduksjon, desto viktigere blir det å utnytte fleksibiliteten i forbruket. Varmesektoren er den delen av forbruket som har desidert størst potensial for å være fleksibelt, og dermed bidra til å balansere tilgang og forbruk av kraft. De viktigste faktorene for et forbedret samspill mellom kraft- og varmemarkedet er: Myndighetene i de nordiske landene bør legge til rette for at tariffer, støtteordninger og fiskale avgifter sammen gir en effektiv substitusjon (samspill) mellom elektrisitet og andre energibærere i varmesektoren. Det vil bidra til mer effektiv bruk av de samlede ressursene i energisektoren, legge grunnlaget for større kutt i klimagassutslipp, gi økt forsyningssikkerhet og mer prisstabilitet. Dette innebærer bl.a. at man bør tilrettelegge for svært lave tariffer (hovedsakelig marginaltap og administrasjonskostnader) for forbruk som er utkoblbart og har alternativt brensel. Nettselskapene bør pålegges å tilby slike tariffer. Begrunnelsen er ikke knyttet til nettmessige forhold alene, men også til ønsket om effektiv utnyttelse av de fornybare ressursene. Det er viktig å sikre at aktørene som mottar slike lave tariffer er reelt fleksible, slik at elkjelene kun benyttes i timene med svært lave strømpriser. Xrgia (2011) 5

6 Innholdsfortegnelse KONKLUSJON OG OPPSUMMERING INNLEDNING BAKGRUNN PROBLEMSTILLING OG AVGRENSINGER LESERVEILEDNING FLEKSIBILITET I PRODUKSJON OG FORBRUK PRINSIPIELT OM SAMSPILL MELLOM KRAFT- OG VARMEMARKEDET LASTFLYTTING OG SUBSTITUSJON FORUTSETNINGER FOR SAMSPILL ØKT/REDUSERT KRAFTPRODUKSJON I VARMEMARKEDET ØKT ETTERSPØRSEL ETTER KRAFT I VARMEMARKEDET BRUK AV ELKJELER I DAG KARTLEGGING AV VARMEMARKEDET I NORDEN TOTALE MARKEDSSTØRRELSER FJERNVARME OG LOKAL OPPVARMING PROSESSVARME ANALYSE AV PROSESSINDUSTRIEN POTENSIAL FOR SAMSPILL ØKT FORBRUK AV STRØM VED LAVE PRISER REDUSERT KRAFTPRODUKSJON VED LAVE PRISER ØKT KRAFTPRODUKSJON VED HØYE PRISER BEDRIFTSØKONOMISK LØNNSOMHET FORUTSETNINGER RESULTATER ET SAMFUNNSØKONOMISK EFFEKTIVT SAMSPILL PRINSIPPER FOR SAMFUNNSØKONOMISK EFFEKTIV RESSURSBRUK SAMFUNNSØKONOMISK EFFEKTIVT VALG AV ENERGIBÆRERE HVORDAN FÅR VI PRISENE SÅ RIKTIG SOM MULIG? PRISVRIDERE OG BARRIERER TARIFFERING AV UTKOBLBARE ELKJELER PRISING AV MILJØKOSTNADER STØTTEORDNINGER FOR FORNYBAR ENERGI SKATTLEGGING AV ENERGIPRODUKTER ANBEFALINGER LITTERATURLISTE VEDLEGG AVTAPNINGSANLEGG OG MOTTRYKKSANLEGG PREMISSER FOR SAMFUNNSØKONOMISK EFFEKTIV RESSURSBRUK KONKURRANSEN I DE NORSKE BRENSELMARKEDENE VARMEMARKEDET ANALYSE AV NORSK PROSESSINDUSTRI MODELLERING AV LØNNSOMHET AV ELKJEL Xrgia (2011) 6

7 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Denne rapporten analyserer mulighetene for et dynamisk samspill mellom kraft- og varmemarkedet i Norden. Varmemarkedene i de nordiske landene kartlegges, med spesielt fokus på prosessindustrien. Videre drøftes hvordan myndighetene bør utforme energipolitiske virkemidler for å bidra til et effektivt samspill mellom disse markedene. EU har satt seg ambisiøse mål om økt andel fornybar elektrisitetsproduksjon. Vindkraft vil ha en svært sentral rolle for at disse målene skal kunne oppnås, ikke minst for landene i Nord-Europa. Fremtidens kraftsystem vil derfor i langt større grad enn i dag være preget av ikke-regulerbar fornybar kraftproduksjon, og volatiliteten på tilbudssiden ventes å øke i årene fremover. Flere land har allerede merket effektene av en mer stokastisk tilbudsside som følge av en økt andel vindkraftproduksjon. Danmark og Tyskland har allerede opplevd negative priser i en rekke timer. Flere studier peker nå i tillegg i retning av et fremtidig kraftoverskudd i de nordiske landene. Kombinasjonen av kraftoverskudd og en mer volatil tilbudsside vil gjøre det mer attraktivt for markedsaktører å investere i fleksible mekanismer som kan utnytte prisbunnene i kraftmarkedet. Samtidig vil flere timer med svært lave strømpriser være et hinder for utbygging av ny fornybar energi. Varmemarkedet kan bidra med et fleksibelt forbruk som utnytter nettopp disse timene hvor strømprisen er svært lav. Dette potensialet for fleksibilitet er relativt lett tilgjengelig og krever verken store investeringer eller lange konsesjonsprosesser. Et bedre samspill mellom disse markedene vil kunne bidra til en mer effektiv utnyttelse av våre energiressurser, reduserte klimagassutslipp og legge til rette for økt utbygging av ny fornybar energi. Man kan også tenke seg at slikt forbruk vil kunne bidra til å opprettholde balansen i nettet i anstrengte situasjoner. Bedre innsikt i denne dynamikken vil derfor også kunne være av interesse for systemoperatørene i de Nordiske landene. Vindkraftproduksjonen er av natur svært variabel. I Danmark i 2008 varierte den totale kapasitetsutnyttelsen per time for alle vindkraftanleggene samlet mellom 25 % og 88 % (EA Energianalyse, 2009a). Slev produksjonsprognosene 24 timer før avviker ofte betydelig fra faktisk produksjon. Dette vil kreve ekstra produksjonskapasitet som kan kobles inn på kort varsel i perioder der fornybar produksjon faller ut eller har lavere kapasitet enn forventet. Samtidig må man ha kapasitet til å ta unna kraften i perioder hvor den fornybare kraftproduksjonen øker brått. Denne kapasiteten må være fleksibel, og må kunne kobles raskt inn og ut for til enhver tid å sikre balanse mellom produksjon og forbruk i markedet. Når de nordiske landene samtidig faser det ut stadig mer fleksibelt fossilt forbruk og produksjon, settes kraftsystemet ytterligere på prøve. Fremtidens kraftsystem vil derfor ha et behov for langt større fleksibilitet, både på tilbuds- og etterspørselssiden, enn hva vi har i dag. Prisene i det norske kraftsystemet svinger langt mindre over døgnet enn prisene i de mer termisk dominerte markedene som Danmark og Tyskland. Danmark er i tillegg det landet i verden med høyest andel vindkraftproduksjon, 20 % av strømforbruket dekkes i 2009 av vindkraft. Tabell 1.1 viser status og mål for installert effekt av vindkraft i de Nordiske landene, Tyskland og Nederland. Xrgia (2011) 7

8 Tabell 1.1 Status og mål for vindkraft i kraftmarkedene tilknyttet Norge. Kilde: (EWEA, 2009) Mål 2020 MW Andel MW Andel Norge 425 1,4 % n.a. n.a. Sverige ,6 % ,5 % Finland 143 0,4 % ,4 % Danmark ,3 % ,2 % Tyskland ,9 % ,2 % Nederland ,2 % ,3 % Overføringskablene mellom Norge og Danmark bidrar i dag til en viss grad til å koble disse markedene sammen, men i en stor andel av tiden er det flaskehalser mellom disse markedene. Aktører både på norsk og dansk side har tatt til orde for å bygge flere utenlandsforbindelser for å øke integrasjonen mellom markedene. Økt utbygging av pumpekraft er av mange også trukket frem som en løsning. Begge disse løsningene krever imidlertid store investeringer og må gjennom prosesser som vil ta lang tid. Et alternativ er å etablere ny etterspørsel i perioder med svært lave priser på elektrisitet. Eksempelvis kan forbrukere som i dag har gass som spisslast i tillegg investere i en elkjel. Man kan da benytte elkjelen i perioder med svært lave strømpriser og spare den mer kostbare gassen til andre perioder. Dette betyr ikke i seg selv en økt bruk av direkte elektrisitet til oppvarming over tid, men økte muligheter for et fleksibelt strømforbruk i kortere tidsperioder. Varmemarkedet kan grovt sett deles i tre, lokal oppvarming, fjernvarme og prosessvarme i industrien. Alle disse sektorene kan være aktuelle for samspill, men har ulike karakteristika som gjør at disse må vurderes hver for seg. Det finnes mange studier som analyserer kraftmarkedet og de ulike brenselmarkedene separat. Econ (2008) finner at storskala vindkraftutbygging vil gi flere ekstreme prisbunner enn pristopper. Deres scenario med mest vindkraft antyder over 1500 timer per år med 0-priser i Sør-Sverige og Øst- Danmark. Elforsk (2008) finner at prisvolatiliteten vil øke i Norge og Sverige med storskala introduksjon av vind. Energistyrelsen (2001) kommer frem til over 1500 timer med kritisk eloverløb i Vest-Danmark, men ingen i Øst-Danmark. Det er imidlertid begrenset med litteratur som tar for seg samspillet mellom kraft- og varmemarkedet. Rosnes (2006) viser at kostnaden ved å øke andelen fornybar energi er større i et kraftsystem preget av lite fleksibilitet. Økt fleksibilitet i kraftmarkedet vil følgelig også kunne redusere samfunnets kostnader ved satsingen på fornybar energi. Et optimalt samspill mellom disse markedene kan bidra til en mer effektiv og bærekraftig ressursutnyttelse og reduserte klimagassutslipp. Videre kan et slikt samspill bidra til økt realisering av fornybar energi i de Nordiske landene ved at risikoen for svært lave priser til produsentene reduseres. I perioder med billig elektrisitet er det sannsynlig at vannkraft eller vindkraft er den marginale produksjonen i markedet. I slike perioder vil man kunne redusere klimagassutslipp ved å substituere fossile brensel i varmemarkedet. I tillegg til reduserte produksjonskostnader i bedriftene kan dette derfor også gi reduserte klimagassutslipp. Xrgia (2011) 8

9 1.2 Problemstilling og avgrensinger Energilovens overordnede formål er at produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi skal foregå på en samfunnsmessig rasjonell måte. For å sikre en samfunnsmessig optimal utnyttelse av energiressursene er det kritisk at brenselpriser og logistikkostnader, både i kraft- og varmemarkedet, reflekterer de sanne samfunnsøkonomiske kostnadene ved forbruk. Kun på denne måten gir prisene korrekte signaler til forbrukerne, og kun på denne måten vil forbrukerne tilpasse seg på den mest fordelaktige måten for samfunnet. Denne rapporten skal belyse mulighetene og barrierene for et dynamisk samspill mellom kraft- og varmemarkedet gjennom å svare på følgende spørsmål: Hvilken fleksibilitet kan varmemarkedet tilby i kraftmarkedet? Kan samspill være bedriftsøkonomisk lønnsomt med dagens rammebetingelser? Hvordan bør markedene utformes for å legge til rette for et samfunnsøkonomisk optimalt samspill? Hva er de viktigste barrierene for samspill mellom kraft- og varmemarkedene i dag? Avslutningsvis vil vi komme med anbefalinger for et bedre samspill. Det finnes et bredt utvalgt tekniske løsninger som skal avhjelpe reguleringsbehovet i kraftsystemet som ikke har kobling til det termiske systemet. Her kan nevnes lagringsteknologier som Compressed Air Energy Storage (CAES), svinghjul og ulike former for batterier. Pumpekraft, som er en lagring av elektrisitet i form av vann i høyereliggende magasiner, er en annen attraktiv form for batteri. Løsningene har det til felles at de omformer elektrisk energi til mekanisk (trykk) eller kjemisk energi. Denne type lagringsteknologier vil være enten substitutter eller komplementære løsninger til samspillet mellom kraftmarkedet og termisk sektor, men er ikke nærmere diskutert i dette notatet. Tilsvarende finnes aktuelle teknologier for produksjon av elektrisitet som kan gi et effektivt samspill med vindkraft, som for eksempel vannkraft med magasinkapasitet. Forbedrede utvekslingsmuligheter vil også kunne gi tilgang til økt fleksibilitet. Denne type løsninger vil ikke bli diskutert i dette notatet. 1.3 Leserveiledning Kapittel 2 beskriver hva som menes med samspill mellom kraft- og varmemarkedet, og hvilke tekniske installasjoner som kan yte fleksibilitet. Varmemarkedet i Norden kartlegges i kapittel 3, med spesielt fokus på prosessindustrien. I kapittel 4 kombineres funnene i de to foregående kapitlene, og gir et tallfestet anslag for varmemarkedets potensial for å yte fleksible tjenester til kraftmarkedet. Videre vurderes lønnsomheten av investeringer i et bedriftsøkonomisk perspektiv. Til dette benyttes historiske strømpriser i Norge, og resultatene presenteres i kapittel 5. Kapittel 6 gir en samfunnsøkonomisk drøfting av hvordan politikk og reguleringer bør utformes for for å oppnå et optimalt samspill mellom markedene. Deretter gjør vi en vurdering av hvordan markedene ser ut i dag, med fokus på hvordan dette påvirker mulighetene for samspill. De viktigste barrierene er beskrevet i kapittel 7. Kapittel 8 anbefaler tiltak for å forbedre samspillet mellom kraft og varmemarkedet. Xrgia (2011) 9

10 2 Fleksibilitet i produksjon og forbruk 2.1 Prinsipielt om samspill mellom kraft- og varmemarkedet En stor andel ikke-regulerbar kraftproduksjon vil stille store krav til balansetjenestene i markedet. I perioder der kraftproduksjonen ligger over kraftbehovet, må enten produksjonen reduseres (nedregulering) eller etterspørselen øke. Figur 2.1 illustrerer hvordan fluktuasjoner i produksjon, her representert ved vindkraft, kan absorberes ved ulike former for respons i det termiske markedet. Vindkraftproduksjon El-etterspørsel Behov for økt forbruk/nedregulering av annen el-produksjon Behov for redusert forbruk/oppregulering av annen el-produksjon CHP-anlegg i prosessindustri og fjernvarme El-produksjon ut fra varmebehov Oppregulering av el-produksjon Nedregulering av el-produksjon Kan erstatte redusert varme fra CHP El-kjeler i prosessindustri og fjernvarme El-forbruk i elkjeler Økt forbruk Figur 2.1 Skisse av samspill mellom volatil kraftproduksjon (her: vindkraft), kraftvarmeanlegg (CHP) og elkjeler. Dersom vindkraftproduksjonen reduseres slik at den ikke er tilstrekkelig til å dekke forbruket, må enten produksjonen øke andre steder i kraftsystemet (oppregulering) eller forbruket må reduseres. Kraftvarmeanlegg, eller CHP-anlegg, er produksjonsenheter som produserer både kraft og varme samtidig. Slike produksjonsanlegg har mulighet til å regulere kraftproduksjonen delvis uavhengig av varmebehovet og vil kunne bidra til både opp- og nedregulering slik figuren viser. Et annet aktuelt alternativ er å øke kraftforbruket ved å benytte elkjeler slik det er skissert i figurens nederste del. Xrgia (2011) 10

11 2.2 Lastflytting og substitusjon Vi kan skille mellom to hovedformer for samspill, lastflytting og substitusjon. Dersom periodene med lave priser på elektrisitet er korte (noen få timer), vil det i fjernvarmeanlegg ofte være snakk om lastflytting. Fjernvarmesystemer og andre større termiske systemer har en evne til å lagre varmeenergi. Dette kan gjøres ved å øke temperaturen i fjernvarmenettet eller lagre termisk energi i store akkumulatortanker. Når strømprisen øker, stoppes elkjelen og det lagrede overskuddet kan utnyttes. I større industribedrifter og små fjernvarmeanlegg vil det i dag i større grad være snakk om substitusjon ettersom muligheten for å lagre varme er mer begrenset. Vi vil imidlertid ikke utelukke at det i fremtiden vil bli mer vanlig å installere akkumulatortanker også ved mindre anlegg for å ha mulighet til lastflytting. Er det snakk om lengre perioder der strømprisen er lav i forhold til alternativene (dager/uker), vil det være snakk om substitusjon. Da vil aktører som har installert dobbelt opp med kjelkapasitet bytte brensel etter hva som er økonomisk mest fordelaktig. Et eksempel på dette er fjernvarmesystemenes mulighet for å bruke fossile brensler i perioder med høy strømpris og elkjel i perioder med lave strømpriser. Lastflytting fordrer i utgangspunktet ikke investering i overskuddskapasitet, gitt at det i utgangspunktet er installert utstyr som har el som innsatsfaktor. Substitusjon vil imidlertid kreve at det installeres dobbelt opp av varmeproduserende utstyr. 2.3 Forutsetninger for samspill For å kunne fungere effektivt i et samspill med et kraftmarked med til tider meget volatile priser, må teknologiene i varmemarkedet kunne regulere produksjonen raskt. Det må også finnes et økonomisk rasjonale for at aktørene skal ønske å utnytte samspillmulighetene. Aktørene må også ha tilgang på den nødvendige markedsinformasjonen for å kunne opptre rasjonelt. Vi vil her se nærmere på hvilke egenskaper som er sentrale for at en teknologi skal være interessant i denne sammenheng. En viktig forutsetning for samspill er responstid. Elkjeler vil raskt kunne kobles inn, varmepumper vil kreve lengre oppstart for å oppnå full varmeproduksjon. Det er en teknisk utfordring for alle brenselfyrte kjeler å gå fra helt kald tilstand til full varmeproduksjon svært raskt ettersom det kan gi store termiske spenninger i utstyret. Det er derfor en fordel å kunne starte fra en lavlastsituasjon fremfor kaldstart. Både gass- og (lett)oljekjeler har svært rask responstid. Samspill mellom brenselfyrte kjeler (olje og gass) og elkjeler vil derfor kunne skje effektivt, og man vil være i stand til å utnytte selv korte tidsperioder med lave strømpriser. Anlegg med samproduksjon av kraft- og varme vil derimot kunne kreve relativt lang oppstartstid. En annen viktig forutsetning for samspill er at brenslet som substitueres med elektrisitet, kan lagres for senere utnyttelse. Dette er tilfelle for tradisjonelle fossile brensler som olje og gass, og vil også gjelde biomasse. Avfallsbasert brensel, enten fra husholdninger og næringsliv, eller fra industribedriften selv, kan kreve at forbrenningen ikke stopper opp i lengre perioder. Denne type brensel vil ha lav og til og med negativ alternativverdi, og vil derfor uansett ikke være relevant for substitusjon. Egenskaper for en del aktuelle teknologier er angitt i Tabell 2.1. Xrgia (2011) 11

12 Tabell 2.1 Egenskaper for utvalgte teknologier. Kilde: Intervjuer med industrien. Type kjel Kullfyrt (CHP) Høy Svært lav Relativt lav Elkjel Høy Middels Middels Svært lav Gass Olje Avfall Bio Varmepumpe Start/stoppkostnader Starttid (t) 3-6 (?) < 0,5 < 0,5 > < 0,5 Type last Grunnlaslaslaslaslast Spiss- Spiss- Grunn- Grunn- Grunn- Spisslast last Det er gass- og oljekjel som skiller seg ut med både lave start/stopp-kostnader og svært kort starttid. For disse teknologiene kan 100 % av effekten substitueres med elkjel i løpet av få minutter hvis anlegget er designet for dette. En biokjel har lenger start- og stopptid hvis man skal substituere hele effekten. Man kan imidlertid justere effekten på denne type kjeler ned til lavlast på mindre enn 30 minutter. Lavlast er den laveste effekten en kjel kan kjøres på uten at det oppstår betydelige virkningsgradstap, og vil typisk ligge mellom 20 % og 50 % av installert effekt. 2.4 Økt/redusert kraftproduksjon i varmemarkedet Kraftvarmeverk (CHP) har samtidig produksjon av kraft og varme, og har derfor allerede i dag en funksjon i forhold til samspill mellom kraftsystemet og det termiske systemet. Tradisjonelt oppfattes kraftvarmeverk som lite fleksible i forhold til at kraftproduksjonen fullt ut er styrt av varmebehovet. Dette er imidlertid forhold som nå er i endring på grunn av introduksjon av produksjonsformer som vindkraft. Enkelte kraftvarmeverk kan øke kraftproduksjonen ved å redusere varmeproduksjonen. Dette vil si at de går mot ren kondensdrift og vil typisk skje i perioder med høy strømpris. Når brensel blir tilstrekkelig dyrt i forhold til strøm, vil det være ulønnsomt med fortsatt drift av anlegget. Ofte har slike anlegg en fast varmeleveranse de må opprettholde uansett prisforhold. Man kan da se for seg tre alternative strategier: Opprettholde varmeproduksjonen ved bypass av strømturbin, slik at den brenselfyrte kjelen kun leverer damp til varmeproduksjon. Full stopp av anlegget. Varmeforsyningen skjer via elkjeler. På forhånd å akkumulere tilstrekkelig varme i systemet til å sikre varmeleveransen Alle disse alternativene vil gi en redusert kraftproduksjon. Alternativ to (stoppe CHP-anlegg og kjøre elkjel) vil gi en dobbelt effekt for totalsystemet ved at kraftproduksjonen reduseres samtidig som forbruket økes. På grunn av relativt lange start- og stopptider er denne type tilpasninger sannsynligvis avhengig av relativt lange perioder med lave strømpriser. Figur 2.2 illustrerer hvordan produksjonskostnaden for varme (varmepris) utvikler seg når forholdet mellom el- og brenselpris endres i henholdsvis en elkjel, brenselkjel og kraftvarmeanlegg. X-aksen viser prisraten mellom brensel og el når vi varierer strømprisen. Xrgia (2011) 12

13 Varmepris (kr/kwh) Brenselkjel 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 Prisrate (Elpris/brenselpris) Figur 2.2 Resulterende varmekostnad fra elkjel og kraftvarmeanlegg (CHP). Antagelse: Total virkningsgrad CHP 85 %, kraftvarme produksjonsmiks: 2/3 varme og 1/3 el, virkningsgrad brenselkjel: 90 % Figuren viser at elkjelen er mest attraktiv inntil vi når den prisraten hvor brenselkjelen blir konkurransedyktig. På grunn av lavere virkningsgrad i brenselkjelen enn i elkjelen, skjer dette ved en prisrate på noe over 1. Kraftvarmeanleggets varmekostnad er høyere enn for brenselkjelen på grunn av noe lavere virkningsgrad. Ved lave strømpriser vil det dessuten være ulønnsomt å produsere kraft i stedet for varme, slik figuren viser. Ved høye strømpriser vil verdien av elektrisitetsproduksjonen øke, og resulterende varmepris reduseres tilsvarende. Når det er behov for raskt å øke kraftproduksjonen (oppregulering), kan enkelte sentrale CHP- anlegg (avtapningsanlegg) redusere eller stoppe varmeproduksjonen for å kunne øke kraftproduksjonen. Figur 2.3 illustrerer hvordan et kraftvarmeanlegg kan skifte fra å produsere både strøm og varme, til kun å produsere strøm. Figur 2.3 Skifte fra kombinert kraft- og varmeproduksjon til ren kraftproduksjon. Kilde: Hentet fra (EA Energianalyse, 2009). Xrgia (2011) 13

14 Tilsvarende vil en del kraftvarmeanlegg kunne redusere kraftproduksjonen ved by-pass av dampturbinen. Dette er spesielt relevant i perioder med lav strømpris samtidig som det er varmebehov. Dette er en form for spinning reserve, ved at dampkjelen holdes varm på grunn av varmeproduksjonen og derved kan kraftproduksjon relativt raskt kobles inn. Teoretisk sett kan ombygging til dampturbin bypass gjennomføres på alle sentrale kraftvarmeanlegg i Danmark. Kostnaden ved en ombygging av de 2-3 av de største anleggene i Danmark er av Ea Energianalyse (2009) anslått til ca 0,1 Mill DKK/MW. De desentrale kraftvarmeanleggene i Danmark er i stor grad mottrykksanlegg. Strøm- og varmeproduksjonen i disse anleggene er betydelig tettere koblet enn tilfellet er for sentrale kraftverk med avtapning (se vedlegg 10.1 for mer informasjon). Disse anleggene kan derfor i langt mindre grad være fleksible ved å justere på andelen kraftproduksjon i forhold til varmeproduksjon. Slike mottrykksanlegg kan imidlertid også i større grad fungere som kondenskraftverk med visse tilleggsinvesteringer. Dette kan gjøres ved å tillate høyere temperatur på avgassen som slippes ut via pipen, samt å installere alternativ avkjøling i form av for eksempel kjøletårn. Dette betyr at også desentrale kraftvarmeverk kan utnyttes til kraftproduksjon i perioder med høye strømpriser og lavt varmebehov. Kostnadene for kjøletårn i Danmark er av Ea Energianalyse (2009) anslått til 0,09 MDKK/MW. 2.5 Økt etterspørsel etter kraft i varmemarkedet Elkjeler og varmepumper har det til felles at de benytter strøm til å produsere varme. Elkjeler og varmepumper kan derfor være et alternativ til nedregulering av kraftproduksjon i perioder med lave strømpriser. Elkjeler har en lav investeringskostnad på mellom 0,5 og 2 mill NOK/MW, mens denne for varmepumper fort kan komme opp i 5-6 MNOK/MW (Ea Energianalyse, 2009). På grunn av høy virkningsgrad (350 %), er brenselkostnadene betydelig lavere for en varmepumpe enn elkjel. Marginalkostnaden for varmepumpen vil derfor være betydelig lavere enn for elkjel. Både elkjel og varmepumpe kan kobles relativt raskt inn, men elkjel antas å ha kortest responstid. I følge EA Energianalyse (2009) vil elkjel i fjernvarme være den rimeligste løsningen hvis årlig driftstid er mindre enn 200 timer. I individuelle bygg vil varmepumpe være rimeligste alternativ uansett driftstid, og med en årlig driftstid over 200 timer er den også billigere enn elkjeler i fjernvarme (Figur 2.4). Xrgia (2011) 14

15 Figur 2.4 Spesifikk kostnad for alternativer som medfører økt kraftforbruk. Kilde: Hentet fra (EA Energianalyse, 2009). Vi ser altså at en lang brukstid favoriserer varmepumper, mens en kort brukstid vil favorisere elkjel. Det er stor usikkerhet rundt hvor mange timer med svært lave priser på elektrisitet vi vil få i fremtiden. En investering i elkjel vil derfor være langt mindre risikofylt enn en investering i varmepumpe, ettersom investeringskostnaden for en elkjel er svært lav. Den videre analysen fokuserer derfor på muligheten for bruk av elkjeler. Vi tror likevel at varmepumper også vil få en viktigere rolle i fremtidens kraftsystem. Varmepumpe er imidlertid bedre egnet som grunnlastteknologi enn som en fleksibel spisslastteknologi. 2.6 Bruk av elkjeler i dag Før opprettelsen av kraftmarkedet, ble prisen på elektrisitet fastsatt av myndighetene. I år med mye nedbør oppstod perioder med stort overskudd av elektrisitet i det norske kraftsystemet. For å sikre avsetning av denne kraftproduksjonen, ble det opprettet en ordning med tilfeldig kraft. Formålet med markedene for tilfeldig kraft var å sikre en samfunnsøkonomisk bedre utnyttelse av produksjonssystemet. Det ble lagt til rette for utnyttelese av tilfeldig kraft ved at sluttbrukere installerte elkjeler. For å kunne delta i ordningen var det krav om brenselfyrt reserve slik at elkjelene kunne kobles ut dersom det ble knapphet på elektrisitet. Tilnærmet alle elkjeler som er i drift i Norge i dag ble installert på tallet som en følge av denne ordningen. De øvrige nordiske landene har ikke hatt tilsvarende ordninger, og bruken av elkjeler utenfor Norge har derfor vært svært begrenset. I følge Entsoe (2009) hadde Norge og Sverige et forbruk av strøm i utkoblbare elkjeler på henholdsvis 4,3 og 1,3 TWh i Finland og Danmark hadde ikke noe registrert forbruk av denne typen. Figur 2.5 viser at etterspørsel etter el i utkoblbare elkjeler varierer med prisen på el, og er svært elastisk. Etterspørselen er i figuren illustrert som grad av kapasitetsutnyttelse i eksisterende kjeler. Xrgia (2011) 15

16 Kapasitetsutnyttelse Fleksibilitet i fremtidens kraftsystem (2011) 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % El-pannor i industri (Sverige) Uprioritert overføring (Norge) El-pris, Årsgjennomsnitt (Norge) Øre/kWh Figur 2.5 Kapasitetsutnyttelse for elkjeler i industrien som funksjon av strømpris ( ). Kilde: SSB (Norge) og SCB (Sverige). Bearbeidet av Xrgia. 3 Kartlegging av varmemarkedet i Norden For å kunne vurdere potensialet for fleksibilitet, er det behov for en kartlegging av varmemarkedene i Norden. Vi har valgt å dele kartlegging og vurdering inn i sektorene fjernvarme, prosessvarme og lokal oppvarming. Prosessvarme har blitt identifisert som en spesielt interessant sektor, så denne er analysert noe grundigere enn de øvrige sektorene. 3.1 Totale markedsstørrelser Å kartlegge varmemarkedet er langt mer komplekst enn å kartlegge kraftmarkedet. For det første finnes ingen enhetlige kilder som sammenstiller all nødvendig informasjon. Videre benytter de forkjellige land ulike definisjoner på for eksempel prosessvarme og fjernvarme. Dette gjør at man må lese statistikker over varmemarkedene i lys av hvilke forutsetninger som er tatt. Vi har sammenstilt informasjon fra de nordiske landene og korrigert for ulikheter i forutsetninger. Det svenske varmemarkedet er det klart største, med 47 % av markedet for prosessvarme og 37 % av markedet for fjernvarme og lokal oppvarming. Finland er også store på prosessvarme med 32 % av markedet. For både Sverige og Finland utgjør treforedlingsindustrien en stor andel av markedet for prosessvarme. Det finske markedet for prosessvarme er til forskjell fra de øvrige nordiske landene i stor grad preget av kraftvarmeproduksjon. Figur 3.1 viser størrelsen på varmemarkedene i forhold til kraftmarkedet i Norden. Xrgia (2011) 16

17 TWh Norge Finland Danmark Sverige FV og Lokal oppvarming Prosessvarme Elproduksjon Figur 3.1 Varmemarkedene sammenlignet med kraftmarkedet i Norden i Kilder: NORDEL 2009, Euroheat & Power, 2009, SSB 2009, Swedish Energy Agency 2009, Statistics Finland 2009, Energistyrelsen Fjernvarme og lokal oppvarming Produksjon av fjernvarme er preget av få og relativt store aktører. Etterspørselen etter fjernvarme styres i stor grad av bygningenes oppvarmingsbehov. Dette medfører at produksjonen vil variere gjennom både året og døgnet, på samme måte som for kraftproduksjonen. Et annet viktig særtrekk er termisk treghet, fjernvarmenettet kan til en viss grad benyttes til lagring av varme. I tillegg har en del anlegg installert mulighet for akkumulering av termisk energi i store tanker. Figur 3.2 viser hvordan marginalkostnaden i svenske fjernvarmeanlegg varierte gjennom året i Det er svært stor variasjon i marginalkostnaden gjennom året avhengig av hvilke teknologier som må brukes for å dekke etterspørselen etter varme. Her varierer marginalkostnaden fra helt ned mot 100 SEK/MWh om sommeren og opp mot 570 SEK/MWh om vinteren, mens gjennomsnittet for året var 360 SEK/MWh. Xrgia (2011) 17

18 Figur 3.2 Gjennomsnittlig månedlig marginalkostnad i svenske fjernvarmeanlegg i Kilde: (Nordic Energy Perpectives, 2010). Denne figuren er representativ også for norske, finske og danske anlegg, og synliggjør konsekvensen av at ulike brensler på marginen gjennom året. Selv om dette er en typisk kostnadsprofil for fjernvarmeanlegg, er det store ulikheter mellom anleggene hva gjelder både størrelser og valg av teknologiske løsninger. I norske anlegg er det vanlig med elkjel som spisslast i kombinasjon med oljeeller gasskjel, mens dette ikke er praksis i Sverige og Finland. Historiske priser på elektrisitet kan forklare noe av forskjellen, samt mulighet for redusert nettleie for el til elkjeler. Ulike holdninger til bruk av elektrisitet til oppvarming ser også ut til å være en viktig faktor. Fjernvarme har egenskaper som gjør sektoren svært godt egnet for et samspill med kraftmarkedet, både med tanke på lastflytting og substitusjon av fossile brensel, men også med tanke på å kunne yte systemtjenester. Kombinasjonen av mange ulike brenseltyper i produksjonen og mulighet for å lagre termisk energi gjør fjernvarmesektoren interessant. I perioder hvor varme fra avfallsforbrenning eller annet brensel med lav alternativ verdi dekker hele varmebehovet, vil det være svært vanskelig å se at elektrisitet kan bli konkurransedyktig. I perioder hvor topplastteknologier som olje og gass er i drift vil imidlertid et samspill kunne være mer økonomisk interessant. Fjernvarme har ikke i samme grad som industrien tilgang på egenprodusert brensel, og har dermed en høyere alternativkostnad, noe som gjør samspill økonomisk interessant. Lokal oppvarming er preget av mange små aktører. I praksis kan alle bygninger inngå i denne gruppen. Etterspørselen etter oppvarming svinger kraftig gjennom både året og døgnet, bestemt av temperaturforhold og bruksmønster. Mange og små aktører gjør dette til et utfordrende segment å etablere et samspill i. På den annen side har disse kundene som regel en høyere alternativkostnad for brensel enn både industri og fjernvarme. På sikt kan man tenke seg at nye IKT løsninger delvis kan kompensere for høye transaksjonskostnader i dette segmentet. Man kan eksempelvis se for seg at kraftprodusenter investerer i leveranse av oppvarmingstjenester, ikke kun av kilowattimer. På denne Xrgia (2011) 18

19 måten kan kraftprodusenten utnytte prisvolatiliteten samtidig som kunden får varmeleveranse til en stabil pris. Figur 3.3 viser markedet for lokal oppvarming og fjernvarme fordelt etter brenseltyper. Lokal oppvarming (162 TWh) Fjernvarme (109 TWh) El 36 % V.pumpe 6 % Gass 10 % Olje 22 % Kull 1 % El Annet 2 % 2 % Avfall 14 % Spillv. 4 % Torv 8 % Kull 16 % Olje 4 % Naturgass 19 % Fornybart 25 % Bio 28 % V.pumpe 3 % Figur 3.3 Det nordiske markedet for fjernvarme og lokal oppvarming fordelt etter brensel, fjernvarme spesifisert. Tall for Kilder: (ENTSO-E, 2009), (Euroheat & power, 2009), (Statistics Finland, 2010), (SCB, 2010), (SSB, 2010), (Energistyrelsen, 2009). I fjernvarme er biomassebaserte ressurser og avfall sentrale, men det er også et betydelig innslag av fossile brensler som naturgass, kull og olje. Det er et betydelig innslag av kraftvarmeproduksjon i dette segmentet, noe som muliggjør samspill gitt at det legges til rette for det. Olje, kull, gass og biomasse vil være de brenseltypene det er enklest å få til et dynamisk samspill med. 3.3 Prosessvarme Produksjon av prosessvarme til industrien er preget av få, og store aktører. Det er også typisk for en stor industribedrift at produksjonen og dermed varmebehovet er relativt konstant både gjennom døgnet og over året. Ettersom dette ofte er store aktører er det rimelig å anta at de fleste har et profesjonelt forhold til energibruk. Disse faktorene gjør denne sektoren egnet til å utnytte prisvariasjoner både over døgnet, sesongen og år. Utfordringen i dette markedssegmentet er at aktørene ofte har komplekse produksjonssystemer med varierende grad av fleksibilitet i varmeproduksjonen. Noen industrier har også tilgang på eget brensel med svært lave eller lave alternativverdier. Videre vil industrienes egnethet avhenge av både energipriser og markedsutvikling for aktuelle sluttprodukter. En anstrengt konkurransesituasjon kan på den ene side føre til økt fokus på kostnadsreduksjoner og dermed gjøre bedriftene mer opptatt av prisforskjellene mellom el og aktuelle brensel. På den andre siden kan usikkerhet rundt fremtidsutsikter begrense tilgang til kapital og dermed stoppe investering i for eksempel en elkjel. Xrgia (2011) 19

20 Figur 3.4 viser totalt volum for prosessvarme i Norden, fordelt etter brensel. Andelen prosessvarme som er forsynt fra kraftvarmeanlegg (CHP) er også illustrert, ettersom slike anlegg står ovenfor en noe annen beslutningssituasjon enn rene varmeproduserende verker. Prosessvarme (187 TWh) CHP (72 TWh) Gass 14 % Olje 8 % Kull 2 % Torv 0 % Bio 5 % Avfall 16 % Bio 9 % Skogavfall 11 % CHP 39 % Skogavfall 21 % Kull 1 % Torv 1 % Avfall 5 % Gass 2 % Olje 3 % Figur 3.4 Det Nordiske markedet for prosessvarme fordelt etter brenseltyper, Kraftvarmeproduksjonen (CHP) spesifisert. Tall for Kilder: (ENTSO-E, 2009), (Euroheat & power, 2009), (Statistics Finland, 2010), (SCB, 2010), (SSB, 2010), (Energistyrelsen, 2009). I prosessvarme er avfall og skogsavfall dominerende i produksjonen. Dette er imidlertid brensel med svært lav alternativverdi for industribedriftene. Det er et betydelig innslag av kraftvarmeproduksjon, noe som muliggjør samspill gitt at det legges til rette for det. Også her vil olje, kull, gass og biomasse være de brenseltypene det er enklest å få til et dynamisk samspill med. 3.4 Analyse av prosessindustrien 1 Som tidligere nevnt er det store forskjeller med tanke på prosessvarmebehov mellom industribransjer. Det er i tillegg også betydelige forskjeller mellom industribedrifter innenfor samme bransje. Teknologiske forskjeller påvirker bruksmønster for energi og dermed potensialet for å bruke elektrisitet til produksjonen i kortere eller lengre perioder med svært lave priser. Det er gjort en analyse av industribransjene 2 for å se hvilke bransjer som er mest interessante i denne sammenhengen. Dette kapittelet beskriver energibruken i de tre antatt mest attraktive industrisektorene; treforedlingsindustrien, kjemisk industri og næringsmiddelindustrien. Kriteriene for valg av sektorer samt en kort vurdering av alle industrisektorene finnes i vedlegg Offentlige data fra Danmark er oppgitt etter andre industrigrener enn de øvrige landene, og er derfor ikke inkludert i de følgende fremstillingene. 1 Faktaopplysningene i dette kapittelet er hentet fra dybdeintervjuer Xrgia har gjennomført med norske industribedrifter. 2 Vi bruker her samme inndeling i industribransjer som SSB bruker i sine statistikker. Bransjene er Aluminium, Bergverksdrift, Kjemiske råvarer, Metallindustri unntatt aluminium, Næringsmiddelindustri, Raffineri, kjemisk og mineralsk industri, Transportmidler, Treforedling, Trevarer, Verkstedindustri og Annen industri. Xrgia (2011) 20

21 3.4.1 Treforedlingsindustri Figur 3.5 viser energiforbruk til prosessvarme i treforedlingsindustrien Norge, Sverige og Finland. Tallene er fordelt på brenseltyper der tilstrekkelig statistikk finnes. TWh Ikke oppgitte brensler Eget treavfall Biobrensel 10 - Norge Sverige Finland Fyringsoljer Figur 3.5 Brutto energiforbruk til prosessvarme i treforedlingsindustrien i Norge, Sverige og Finland. Kilde: SSB 2009, Swedish Energy Agency 2009, Statistics Finland De norske treforedlingsbedriftene benytter i all hovedsak bioenergi til produksjon av prosessvarme, hvorav en stor andel er eget treavfall eller bioslam med en alternativverdi ned mot null. Bioenergi som benyttes i norske bedrifter er i hovedsak rivningsvirke med en innkjøpskostnad på om lag øre/kwh. Til tross for en lav alternativverdi er det mulig å lagre biobrenselet. De fleste norske treforedlingsbedrifter har i dag installert både elkjel og oljekjel i tillegg til en biokjel, slik at de kan utnytte perioder med svært lave strømpriser. De fleste bedriftene har imidlertid tilstrekkelig kapasitet i biokjelen, og det er sjelden spisslast i form av olje eller el blir benyttet i dag. Et av de norske anleggene benytter noe fyringsolje på grunn av et noe ulikt sluttprodukt enn de andre bedriftene. Dataene fra SSB bekrefter intervjuobjektenes utsagn, treforedlingsindustrien har svært lave priser på bioenergi, mens oljeprisen ligger om lag 10 øre/kwh lavere enn for de øvrige industrigrenene. Gassprisen er omtrent lik som for de andre industrigrenene, men forbruket av gass i denne sektoren er svært lavt. Figur 3.6 viser utviklingen i reelle energikostnader, inkludert avgifter, i treforedlingsindustrien. Xrgia (2011) 21

22 NOK/MWh 35 Innkjøpte petroleumsprodukter Innkjøpt Gass 30 Innkjøpt bio Figur 3.6 Utvikling i reelle energikostnader for treforedlingsindustrien i Norge (KPI-justert). Kilde: SSB Norsk treforedlingsindustri bruker elektrisitet til råvareproduksjon, og råvaren kan lagres i en viss periode. Det betyr at man kan bruke råvareproduksjonen til å fange opp variasjoner i strømprisen ved at man øker og reduserer produksjonsmengden etter strømprisen. Dette fordrer selvsagt at man har installert overkapasitet i råvareproduksjon og -lager. Det er grunn til å tro at treforedlingsbedriftene i Norge er relativt sammenlignbare. Når det gjelder sammenligning med treforedlingsindustrien i Sverige og Finland er forskjellene større. I Sverige og Finland benyttes en annen produksjonsteknologi for papirmasse, med mer bruk av kjemikalier i forhold til norsk teknologi som benytter mekanisk energi. Svært få bedrifter i Sverige og Finland har installert elkjeler i dag. Mange finske treforedlingsbedrifter har kraftvarmeanlegg basert på bioenergi, og flere investerer i dette nå. Også i Sverige brukes det en del kraftvarme i denne bransjen, og svensk skogsindustri totalt, inklusive treforedlingsindustrien, har som mål å øke egen elproduksjon i kraftvarmeanlegg med 2 TWh innen 2020 (SkogsIndustrierna, 2010). Bruk av kraftvarme gjør at de står i en noe annen beslutningssituasjon enn en aktør med en ren brenselkjel. Denne forskjellen kommer vi nærmere tilbake til i kapittel 5. Treforedlingsindustrien i Finland er inne i en vanskelig periode. Produksjonen gikk dramatisk ned i 2009, og flere fabrikker nedlegges. Omleggingen i folks bruksmønster, for eksempel at mange heller leser aviser på internett enn i papirformat, kan få permanente konsekvenser for bransjen. Også i Sverige ser man en nedgang innen treforedlingsindustrien, men ikke på langt nær så stor som i Finland. En av årsakene til dette kan være at råvarekostnadene er lavere i Sverige enn i Finland (Hetemäki, et al., 2009) Kjemisk industri Figur 3.7 viser energiforbruk til prosessvarme i kjemisk industri i Norge, Sverige og Finland. Tallene er fordelt på brenseltyper der tilstrekkelig statistikk finnes. Xrgia (2011) 22

23 10 9 TWh Kjemisk industri Ikke oppgitte brensler 8 7 Eget treavfall 6 5 Egen gass 4 Damp og fjernvarme 3 2 Gass 1 - Norge Sverige Finland Fyringsoljer Figur 3.7 Brutto energiforbruk til prosessvarme i kjemisk industri i Norge, Sverige og Finland. Kilde: SSB 2009, Swedish Energy Agency 2009, Statistics Finland I kjemisk industri er prosessvarme i stor grad basert på bruk av fossile brensler som fyringsolje og gass. I Norge utnyttes egen gass, som er et biprodukt i enkelte deler av kjemisk industri. Dette er et produkt som antas å ha lav alternativ verdi sammenlignet med innkjøpt gass, og derved mindre aktuelt i forhold til substitusjon. Det foreligger relativt lite detaljert informasjon om brenselbruk i denne sektoren for Sverige og Finland. Både i Norge og Sverige forbrukes imidlertid over 2 TWh med fyringsolje og innkjøpt gass, som i stor grad vil være godt egnet for samspill. Figur 3.8 viser utvikling i reelle energikostnader, inkludert avgifter, for kjemisk industri i Norge. Informasjon om priser på biobrensel i perioden er ikke tilgjengelig. NOK/MWh Innkjøpte petroleumsprodukter Innkjøpt Gass 5 Innkjøpt bio Figur 3.8 Reelle energikostnader for kjemisk industri i Norge (KPI-justert). Kilde: SSB Relativt høye alternativkostnader, både på olje, gass og innkjøpt bioenergi gjør denne sektoren attraktiv for samspill. Det brukes en del uprioritert elektrisitet i kjemisk industri i Norge i dag, i 2008 utgjorde dette ca 610 GWh. Figur 3.9 viser at det historisk har vært en god sammenheng mellom forbruk av uprioritert kraft og prisdifferansen mellom olje og elektrisitet i kjemisk industri. Xrgia (2011) 23

24 TWh/år øre/kwh Fleksibilitet i fremtidens kraftsystem (2011) 1,4 1,2 Uprioritert Elpris Oljepris ,0 0,8 0,6 0,4 0, , Figur 3.9 Bruk av uprioritert kraft i kjemisk industri i Norge. Kilde: SSB, bearbeidet av Xrgia. Kjemisk industri i Finland er påvirket av finanskrisen, ved at lavere aktivitet i andre bransjer gir lavere etterspørsel etter kjemiske produkter. Eksempler på dette er at lavere byggeaktivitet og nedgangen i treforedlingsindustrien gir lavere etterspørsel etter kjemiske produkter fra disse bransjene. Også i Sverige har man sett en nedgang i den kjemiske industrien under finanskrisen, men man mener nå å ha nådd bunnen og forventer videre vekst i årene som kommer (Kemikalieinspektionen, 2010) Næringsmiddelindustri Figur 3.10 viser energiforbruk til prosessvarme i næringsmiddelindustrien i Norge, Sverige og Finland. Tallene er fordelt på brenseltyper der tilstrekkelig statistikk finnes. TWh 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Næringsmiddelindustri Norge Sverige Finland Ikke oppgitte brensler Damp og fjernvarme Gass Fyringsoljer Figur 3.10 Energiforbruk til prosessvarme i næringsmiddelindustrien i Norge, Sverige og Finland. Kilde: SSB 2009, Swedish Energy Agency 2009, Statistics Finland I næringsmiddelindustrien er prosessvarme i stor grad basert på bruk av fossile brensler som fyringsolje og gass, samt noe innkjøpt damp/fjernvarme. Spesielt innkjøpt fyringsolje og gass er Xrgia (2011) 24

25 produkter som vil være aktuelle for substitusjon med elkjeler. Som for kjemisk industri er dette en bransje med høye alternativkostnader (se Figur 3.11), og er derfor attraktive for samspill. NOK/MWh Innkjøpte petroleumsprodukter 35 Innkjøpt Gass 30 Innkjøpt bio Figur 3.11 Utvikling i reelle energikostnader for næringsmiddelindustrien i Norge(KPI-justert). Kilde: SSB Potensial for samspill 4.1 Økt forbruk av strøm ved lave priser Som diskutert i kapittel 2.5 er elkjeler (og eventuelt varmepumper) et attraktivt alternativ til nedregulering av kraftproduksjon. Elkjeler og varmepumper kan installeres i fjernvarmeanlegg, for leveranse av prosessvarme til industri og til lokal bygningsoppvarming. Til nå har vi snakket om totale volumer i varmemarkedene. Vi vil her vurdere hvilket volum som er relevant i forhold til å kunne spille sammen med elkjeler i de ulike sektorene. I disse analysene har vi skilt ut fossilt brensel (kull, naturgass og olje) både fordi dette sannsynligvis er mest interessant å substituere ut fra et bedriftsøkonomisk perspektiv, og fordi det vil gi redusert CO 2 -utslipp. Vi har deretter skilt ut biomasse, som kan lagres i perioder der elkjel er mer økonomisk attraktiv. Resterende produksjon er basert blant annet på avfall, spillvarme, varmepumper og elkjeler, som i denne sammenheng er lite relevant å vurdere. Det aller meste av offentlig tilgjengelig statistikk baseres på volumtall, ikke effekttall. I denne sammenhengen vil det imidlertid være svært interessant å beregne installert effekt. Avslutningsvis i kapittelet gir vi et grovt anslag på effektpotensialet for elkjeler Elkjeler i fjernvarme Fjernvarmeproduksjonen i Norden er totalt om lag 110 TWh. Figur 4.1 viser at det er Danmark og Finland som har de klart største volumene med fossile brensel i fjernvarmeanlegg, mens Sverige har desidert mest bioenergi. Xrgia (2011) 25

26 Fjernvarme (TWh) Bio Fossilt Totalt Fjernvarme Sverige Danmark Finland Norge Figur 4.1 Fjernvarme i Norden (2007) fordelt på brensler som kan substitueres. Total fjernvarmeleveranse i Norden basert på fossile brensel er ca 42 TWh, hvorav ca 17 TWh i Danmark. La oss anta en brukstid på 500 timer pr år TWh tilsvarer da en samlet installert fjernvarmeeffekt på ca 34 GW 4 i Danmark og ca 84 GW i Norden samlet sett. I Danmark er potensialet for installasjon av elkjeler i fjernvarmeanlegg anslått til 1 GW i beregninger gjort av Ea Energianalyse (2009). Dette vil da utgjøre om lag 6 % av installert fossil effekt, noe som antakelig er et svært forsiktig anslag. Gitt at vi kan bruke samme forholdstall i de øvrige nordiske land, vil det altså være et teknisk potensial på mellom 4,5 og 5 GW elkjeler i de nordiske fjernvarmesystemene. Ettersom vi her benyttet et svært forsiktig anslag på andelen som kan substitueres kan dette potensialet tenkes å være større. Det bør altså være betydelige muligheter for substitusjon med fossile brensler, samt fornybare brensler som kan lagres (biomasse) i fjernvarmesektoren Elkjeler i lokal oppvarming Samlet energibruk til lokal oppvarming (bygninger) i Norden representerer om lag 160 TWh og presenteres i Figur 4.2. Bruk av fjernvarme inngår ikke i disse tallene, og forklarer hvorfor det norske markedet er så stort relativt til de andre landene. En del av det fornybare forbruket i denne sektoren er tradisjonell vedfyring og derved ikke så relevant for substitusjon da forbrukerne ikke har vannbåren varme. Resterende (ufarget søyle i figur) er direkte bruk av strøm (elkjeler, panelovner osv) og varmepumper. 3 Vi forutsetter dermed at fossile kjeler er spisslast. En gjennomsnittlig brukstid for grunnlast i fjernvarme vil typisk ligge mellom 3000 og 4000 timer TWh*1000/500 t = 34 GW Xrgia (2011) 26

27 Lokal oppvarming (TWh) Fornybart Fossilt Totalt Lokal oppvarming (ex fjernvarme) 5 0 Sverige Danmark Finland Norge Figur 4.2 Lokal oppvarming i Norden (2007) fordelt på brenselgruppene fornybart, fossilt og annet. Bruk av fossile brensel til bygningsoppvarming (unntatt fjernvarme) i Norden utgjør i 2007 om lag 53 TWh, eller 33 % av totalt energibruk. La oss anta en brukstid på 1500 timer pr år TWh tilsvarer da en samlet installert effekt av kjeler basert på fossile brensel på om lag 35 GW. Med en forutsetning om at 10 % av dette faktisk kan samspille mot utkoblbare elkjeler, er potensialet i størrelsesorden 3,5 GW i lokal oppvarming. Hvis vi forutsetter at toveiskommunikasjon og annen tilrettelegging for etterspørselsrespons blir implementert, vil også deler av strømforbruket i denne sektoren kunne representere effekt som kan kobles ut eller reduseres i perioder med høy strømpris. Hvis vi antar en brukstid på 1500 timer, representerer forbruk av el og varmepumper et effektbehov på om lag 45 GW. Det er derfor et stort teknisk potensial for samspill, men vi tar ikke dette potensialet med i de videre analysene Elkjeler i prosessvarme Figur 4.3 viser at samlet energibruk til prosessvarme i Norden i 2007 var om lag 195 TWh. Skogsavfall, avfall og spillvarme er trukket ut i egen kategori, da det er sannsynlig at dette er industriens eget restprodukt med svært lav (eller negativ) alternativkostnad. Resterende produksjon er basert på elkjeler og fjernvarme, som i denne sammenheng er lite relevant å vurdere. Det er grunn til å tro at eksisterende elkjeler allerede kjøres aktivt i forhold til strømpris, slik at de ikke utgjør et ytterligere potensial. 5 Forutsetter dermed at en fossil kjelinstallasjon dekker hele effekt- og energibehovet i et bygg. Xrgia (2011) 27

28 Prosessvarme (TWh) Skogsavfall, avfall og spillvarme Bio (ikke skogsavfall) Fossilt Totalt Prosessvarme Sverige Danmark Finland Norge Figur 4.3 Prosessvarme i Norden (2007), og brensler som kan substitueres. Bruken av fossile energikilder til prosessvarme i Norden var i 2007 på om lag 64 TWh. Dette utgjør 32 % av den totale energibruken i denne sektoren. Forutsatt en brukstid for prosessvarmeinstallasjonene på 6000 timer pr år tilsvarer dette en samlet installert effekt av kjeler basert på fossile energikilder på 10,6 GW i Norden. Gitt at vi forutsetter at det er dette segmentet det er mest attraktivt å substituere, og at 20 % er mulig å realisere, ligger det et potensial på i størrelsesorden 2,0-2,5 GW i prosessvarme til industrien Samlet potensial for installasjon av elkjeler i Norden Tabell 4.1 oppsummerer substituerbart volum i varmemarkedet fordelt etter sektor og brenseltype. Tabell 4.1 Volum av brensler som kan spille sammen med med elkjel i varmemarkedet. Substituerbart volum (TWh, 2008) Sverige Danmark Finland Norge Totalt Prosessvarme Fjernvarme Lokal oppvarming Fossilt 19,1 13,0 12,8 18,8 63,8 Bio (ikke skogsavfall) 14,3 1,9 16,3 0,5 33,0 Fossilt 5,2 17,2 19,1 0,4 41,8 Bio 26,1 4,9 10,5 0,5 41,9 Fossilt 6,9 28,4 9,8 8,2 53,2 Fornybart 14,7 9,7 7,4 9,1 40,9 Totalt 86,3 75,0 75,9 37,4 274,6 Xrgia (2011) 28

29 Tabell 4.2 angir samlet potensial for elkjeler i Norden, med de forenklede forutsetningene gjort i kapittel Vi vil presisere at disse potensialanslagene er svært avhengige av forutsetninger om blant annet brukstid, og hvor stor andel av det fossile forbruket som egner seg for samspill. Disse tallene må derfor kun benyttes som anslag. Tabell 4.2 Anslått potensial for elkjeler i samspill med fossile kjeler i Norden fordelt på sektor. Volum fossilt (2008) [TWh] Antatt brukstid [h/år] Effekt fossilt [1] [GW] Andel substituerbar fossil effekt Beregnet potensial [GW] Fjernvarme % [2] 5 Lokal oppvarming % 3,5 Prosessvarme % 5 [1] Beregnet ut fra de gitte forutsetninger, ikke kartlagt installert effekt. [2] Samsvarer med forutsetninger gjort i (EA Energianalyse, 2009). Totalt sett er det, med de gitte forutsetninger, et teknisk potensial i Norden på i størrelsesorden 13,5 GW for elkjeler. 4.2 Redusert kraftproduksjon ved lave priser I kapittel 2.4 drøftet vi hvordan endret drift av kraftvarmeanlegg kan bidra til periodevis nedregulering av kraftproduksjon. De reelle mulighetene for nedregulering vil blant annet avhenge av type kraftvarmeanlegg. Som Figur 4.4 viser, er det installert om lag 35 GW for kraftproduksjon i CHP-anlegg i Norden. Inst. effekt (GW) Annet (inkl avfall) Fornybart Fossilt (inkl torv) Installed capacity total Sweden Denmark Finland Norway Figur 4.4 Produksjonskapasitet i CHP-anlegg, Norden. Kilde: (ENTSO-E, 2009). I Danmark og Finland er en betydelig andel av denne kapasiteten basert på fossile brensler, i første rekke gass og kull. Dette er brensler som har en relativt høy alternativverdi. Derfor kan det antakelig være aktuelt å vurdere en stopp av kraftproduksjonen i disse anleggene ved lave strømpriser. Forutsetningen er selvsagt at dette er mulig rent prosessteknisk. Man bør huske på at mange CHP- Xrgia (2011) 29

30 anlegg i Finland er knyttet opp til prosessindustri, og kan derfor være integrert i komplekse produksjonsprosesser. Teoretisk sett kan ombygging til dampturbin bypass gjennomføres på alle sentrale kraftvarmeanlegg i Danmark, som til sammen har en installert effekt på 5 GW. En ombygging av 2-3 av de største anleggene vil alene kunne gi en nedreguleringskapasitet på MW (EA Energianalyse, 2009). Dersom vi forutsetter et forhold på 1/3 el og 2/3 varme i et kraftvarmeanlegg, forsvinner det dobbelt så mye termisk energi som elektrisk energi når et anlegget stopper. Det betyr at det vil kreves en 2 MW elkjel dersom den skal kompensere for bortfall av 1 MW elproduksjon fra kraftvarme. La oss forutsette at halvparten av kraftvarmeanlegg basert på fossile brensler enten kan koble ut kraftproduksjonen eller stoppe anlegget og levere varme på annet vis. Dette vil da utgjøre en nedreguleringskapasitet på om lag 7 GW i det nordiske kraftmarkedet. Forutsetter vi videre at bortfallet av varmeproduksjon kompenseres med bruk av elkjeler, gir dette en total effekt på over 20 GW. Vi presiserer at dette potensialet for elkjeler vil være overlappende med potensialet beskrevet i kapittel og kapittel 0, da disse kraftvarmanleggene er installert enten i industri eller fjernvarme. 4.3 Økt kraftproduksjon ved høye priser Endret drift av kraftvarmeanlegg er også et alternativ for oppregulering av kraftproduksjon. Det realiserbare potensialet for oppregulering vil avhenge blant annet av type kraftvarmeanlegg. Vi skal i dette kapitlet se nærmere på hvor store potensialer som kan tenkes å være realiserbare i Norden Kraftvarmens andel av total installert kapasitet for kraftproduksjon i Norden For å kunne gjøre en vurdering av samlet potensial for endret drift av kraftvarmeanlegg i Norden, er installert effekt i ulike typer kraftproduksjon oppsummert. I Figur 4.5 har vi skilt ut kraftvarme (CHP) i industri og i fjernvarme 6. Øvrig kraftproduksjon som ikke er tatt med i figuren er vannkraft, kjernekraft og vindkraft. 6 For illustrasjonens skyld har vi tatt inn hvor mye av elproduksjonen som er basert på ren kondensdrift (ingen samtidig varmeproduksjon), men denne er ikke relevant i forhold til mulighet for ytterligere oppregulering. Xrgia (2011) 30

31 Inst. efekt (GW) Condensing CHP (Industry) CHP (DH) Installed capacity total Sweden Denmark Finland Norway Figur 4.5 Installert effekt, kraftproduksjon, Norden (2007). Kilde: (ENTSO-E, 2009). Når det er behov for raskt å øke kraftproduksjonen (oppregulering), kan enkelte sentrale CHP- anlegg (avtapningsanlegg) kunne redusere eller stoppe varmeproduksjonen for å kunne øke kraftproduksjonen. Det samlede potensialet for denne type oppregulering er anslått til 500 MW i Danmark (EA Energianalyse, 2009). I rene mottrykksanlegg kan man oppnå større fleksibilitet i produksjonen ved å installere ekstra kjøletårn. I Danmark er det anslått et potensial i denne type kraftverk vil kunne stille til rådighet en ekstra kapasitet på 750 MW i slike perioder (EA Energianalyse, 2009) Samlet potensial for oppregulering i CHP-anlegg i Norden EA Energianalyse (2009) forutsatter en mulig økning i kraftproduksjonskapasiteten i korte perioder på opp mot 10 % av installert effekt i de store sentrale verkene (avtapningsanlegg), og opp mot 50 % i mottrykksanlegg. Danmark har installert om lag 8,3 GW elproduksjon i sentrale (15 stk, 6,6 GW) og desentrale (ca 600 stk, 1,7 GW) CHP-anlegg. I Norge er det installert lite kapasitet i kraftvarmeanlegg. Kapasiteten i svenske og finske kraftvarmeanlegg er om lag 11,5 GW (se Figur 4.5), og i disse landene dominerer mottrykksanlegg (Eurostat, 2006). Dersom vi forutsetter at det er mulig å øke kapasiteten i disse anleggene med 25 % ved kortvarige bortkjølinger, får vi en samlet oppreguleringsevne på rundt 3 GW. Tar vi med Danmarks antatte kapasitet på ca 1 GW, har de nordiske landene en samlet oppreguleringsevne på 4 GW. 5 Bedriftsøkonomisk lønnsomhet Dette kapittelet vurderer lønnsomheten ved å investere i en elkjel som fleksibel spisslastkjel i prosessindustrien i Norge. I kapittel 5.1 belyses de viktigste forutsetningene for analysen, og selve resultatene presenteres i kapittel 5.2. Xrgia (2011) 31

32 5.1 Forutsetninger De viktigste antakelsene for lønnsomhetsberegningene er oppsummert i Tabell 5.1. Tabell 5.1 Forutsetninger for lønnsomhetsanalysen. Antakelser Elkjel Oljekjel Gasskjel Biokjel CHP (Bio) Antatt brenselkostnad NOK/MWh Varierer Investering MNOK/MW 1,0 Effekt MW Avkastningskrav % Reelt 7,5 Økonomisk levetid År 20 Virkningsgrad % Varmetap i % ventestilling Andel substituerbar % effekt Tariff uprioritert el NOK/MW Vi antar at prosessindustrien har en konstant produksjon gjennom året, slik at etterspørselen etter prosessvarme også er konstant. Dette er en antakelse som holder for prosessindustrien, men som måtte vært endret hvis man skulle gjort beregninger for fjernvarme eller lokal oppvarming. Dette trekker isolert sett i retning av en dårligere lønnsomhet for aktører innen fjernvarme og lokal oppvarming. Videre ville disse aktørene antakelig også benyttet en lengre økonomisk levetid og et lavere avkastningskrav. Dette trekker, isolert sett, i retning av en økt lønnsomhet for aktører innen fjernvarme og lokal oppvarming. Alt i alt virker imidlertid prosessindustrien som den mest attraktive sektoren for å investere i fleksibilitet i dag. Dette er både fordi det her er store aktører med et profesjonelt forhold til energiforbruk, og som har muligheten for en lang brukstid på grunn av konstant produksjon gjennom året. Strømprisene benyttet i analysen er timepriser for NO1 i perioden 2002 til Deskriptiv statistikk er gjengitt i Tabell 5.2. Tabell 5.2 Deskriptiv statistikk for strømprisen i NO1, NOK/MWh Gjennomsnitt Median Maks Min Standardavvik Antall priser < Antall priser < Xrgia (2011) 32

33 Både prisnivå og volatilitet varierer mye mellom årene. Begge disse faktorene er viktige i lønnsomhetsanalysen, ettersom årlige inntekter beregnes som en funksjon av antall driftstimer på elkjelen og prisdifferansen mellom el og det alternative brenselet i alle de respektive timer. 5.2 Resultater Vi vil her anslå lønnsomheten ved en investering i elkjel i tillegg til eksisterende brenselkjel. Historiske prisscenarioer med timenoteringer for NO1 benyttes. Ved ulike antakelser for brenselpriser har vi da kunnet identifisere antall brukstimer for elkjelen, samt prisdifferansen brensel-el i de respektive timer. Ut fra dette beregner vi inntjeningspotensialet for elkjelen og dermed lønnsomheten. Figur 5.1 viser beregnet driftstid for en elkjel i kombinasjon med en gasskjel i årene 2002 til 2008 ved ulike gasskostnader. Driftstimer Gasskostnad (NOK/MWh) Figur 5.1 Beregnet driftstid på elkjel i kombinasjon med gasskjel fra 2002 til 2008 for ulike gasskostnader. Som vi ser er det store forskjeller fra år til år, både maksimalt antall driftstimer og på profilen i forhold til gasskostnaden. Begge disse faktorene er viktige i lønnsomhetsberegningene. Bedrifters og produsenters faktiske tilpasning vil være vanskelig å simulere i en forenklet generell modell. Lokale forhold som tilgang til brensel, prisområde, anleggsbidrag for nettilknytning og nettap er noen av faktorene som vil påvirke regnestykket, og som ikke er tatt med her. Likevel mener vi disse regnestykkene kan tjene som en god indikasjon på lønnsomheten i det store bildet. Figur 5.2 viser netto nåverdi (NNV) av investering i elkjel i tillegg til andre kjeler. Hver søyle (år) representerer et eget prisscenario for el. Figuren bør tolkes slik: hvis de neste 20 år 7 blir som 2002, ville investeringen gitt en nåverdi på om lag 190 mill. kr hvis du i dag hadde en oljekjel som alternativ. 7 Elkjelens antatte økonomiske levetid er 20 år. Samtidig ser vi at elkjelene som benyttes i industrien i dag ble installert på tallet. Kjelenes tekniske levetid er derfor betydelig lengre enn den økonomiske levetiden. Bakgrunnen for å benytte en såpass kort levetid i de økonomiske beregningene er antakelig at usikkerheten om fremtiden er så stor at man ikke kan kalkulere med inntekter fra en investering etter år 20. Xrgia (2011) 33

34 Hvis prisene blir som i 2006 gir investeringen en nåverdi på -20 mill. kr med en oljekjel som alternativ. Vi vil igjen presisere at stedsspesifikke kostnader som anleggsbidrag og lignende ikke er tatt med i disse beregningene. NNV, MNOK 250 Lønnsomhet av komplementær elkjel i tillegg til: Oljekjel Gasskjel Biokjel CHP(bio) Figur 5.2 Lønnsomhet ved investering i elkjel i ulike år og i kombinasjon med ulike kjelteknologier. Hvert år representerer et eget prisscenario for elektrisitet. For å illustrere viktigheten av bedriftenes alternativkostnad viser vi i Figur 5.3 hvordan NNV av investeringen i elkjel varierer med ulike gasskostnader i de ulike scenarioene. Som for figuren over representerer også her hvert år et scenario for strømprisene. Vi antar prisbildet i det gitte året holdes konstant gjennom hele levetiden for elkjelen (20 år). NNV Elkjel, MNOK Gasskostnad (NOK/MWh) Figur 5.3 NNV av elkjel ved ulike gasskostnader. Xrgia (2011) 34

35 Hvis man antar at strømprisene de neste 20 år blir slik som i 2002, vil investering i elkjel være lønnsom hvis du i dag har en gasskostnad på 150 Kr/MWh eller høyere (målt i 2002-kroner). Hvis man tror strømprisene fremover vil være som i 2008, må du ha en gasskostnad på om lag 200 kr/mwh for at investeringen skal være lønnsom (NNV>0) (Målt i 2008-kroner). Utviklingen i de fremtidige prisene vil naturligvis være vanskelig å si noe konkret om. Det er imidlertid to tunge trender som på lang sikt vil kunne øke lønnsomheten i investeringer som dette. Den første er EUs storstilte satsing på utbygging av ny fornybar energi, hvor en stor andel er ikkeregulerbar. En mer stokastisk tilbudsside vil isolert sett trekke i retning av flere timer med svært lave strømpriser. Potensielle etterspørselsreduksjoner på grunn av energieffektivisering vil trekke i samme retning. Den andre faktoren er regimet for prising klimagassutslipp. Med et strengere utslippsregime i fremtiden vil dette, isolert sett, øke prisene på fossile brensel. I perioder med svært lave strømpriser påvirker ikke CO 2 -kostnaden strømprisen (forklaring på dette gis i kapittel 6.2.3). Prisdifferansen mellom fossile brensel og el vil derfor kunne øke i disse periodene, noe som vil øke lønnsomheten av å ha fleksibilitet i forbruket. Xrgia (2011) 35

36 6 Et samfunnsøkonomisk effektivt samspill I dette kapittelet skal vi vise hvordan markedene ideelt sett bør være utformet for at vi skal få et best mulig samspill mellom kraft- og varmemarkedet. Kapittel 6.1 forklarer hva som menes med et samfunnsøkonomisk effektivt samspill. Dette er nødvendig for å sikre en samfunnsøkonomisk effektiv ressursbruk. Kapittel 6.2 drøfter premissene for en samfunnsøkonomisk effektiv ressursbruk. En dypere og mer teoretisk gjennomgang blir gitt i vedlegg Prinsipper for samfunnsøkonomisk effektiv ressursbruk Vi skal her forklare hva som er et samfunnsøkonomisk effektivt samspill mellom kraft- og varmesktoren med utgangspunkt i bedriftsøkonomisk lønnsomhet for varmeanlegg. Med varmeanlegg mener vi her både kombinert produksjon av kraft og varme (CHP) og rene varmesentraler som for eksempel fjernvarme eller varmeproduksjon til industriell bruk. Et anlegg for kombinert produksjon av kraft og varme (CHP) har vanligvis en forpliktelse til å dekke et lokalt varmebehov, og varmebehovet kan variere over året. Hvis anlegget har tilstrekkelig fleksibilitet kan det dekke varmebehovet på tre måter (jamfør Figur 2.2): a) Produsere kraft og la spillvarmen fra kraftproduksjonen dekke varmebehovet b) Bruke brenselet (for eksempel olje) direkte til å produsere den nødvendige varmen c) Kjøpe kraft fra nettet for å dekke varmebehovet med en elkjel Valget mellom alternativene over tar utgangspunkt i varmebehovet som må dekkes. Hvis anlegget har egen kjølemulighet kan det også tjene penger på å produsere mer kraft enn varmebehovet tilsier i perioder hvor strømprisen er høy. 8 I den grad et anlegg kan akkumulere varme, kan det også produsere mer kraft enn varmebehovet tilsier i timer med høy strømpris om dagen og bruke akkumulert varme til å dekke varmebehovet på andre tider av døgnet. Fleksibiliteten i anlegget og prisene på elektrisitet og andre energibærere vil avgjøre hva som er mest lønnsomt for anlegget til enhver tid. Dette er standard bedriftsøkonomi: man velger den kombinasjonen av innsatsfaktorer som gir lavest totale kostnader for å produsere en gitt mengde (i dette tilfellet en gitt mengde varme). I tillegg velger man å øke produksjonen så lenge de variable produksjonskostnadene (marginalkostnadene) er lavere enn produktprisen. Hvis prisen på kraft fra nettet i lengre perioder er svært lav kan et CHP-anlegg tjene betydelig på å kjøpe kraft i stedet for å produsere kraft. Dersom strømprisen alltid er høy i forhold til brenselsprisen, kan det tenkes at kun alternativ a) over er aktuelt. Da vil det ikke lønne seg å ta tilleggsinvesteringene som gjør det mulig å velge alternativene b) og c). Bakgrunnen for denne rapporten er imidlertid at stor utbygging av uregulert fornybar kraft og økt kraftoverskudd i Norden kan gi en del perioder med svært lave strømpriser. Da blir alternativene b) og c) økonomisk interessante. 8 Hvis det skal lønne seg å øke kraftproduksjonen mer enn varmebehovet tilsier, må strømprisen være så høy at kraftsalget dekker alle brenselskostnadene. Hvis anlegget for eksempel har en el-virkningsgrad på 40 % må strømprisen være minst 2,5 ganger så høy som brenselsprisen for at man skal få dekket variable produksjonskostnader. Xrgia (2011) 36

37 I et anlegg som kun kan levere varme, for eksempel et fjernvarmeanlegg, har man vanligvis flere energibærere som varmekilder, for eksempel avfall, biobrensel og olje. For å redusere kostnadene vil man hele tiden velge den billigste kombinasjonen av energibærere. Det betyr at man først utnytter kapasiteten på kjelene som bruker det billigste brenselet. Hvis dette ikke dekker varmebehovet tar man i bruk nest billigste brensel osv. En varmesentral som har installert elkjeler og som ønsker å holde kostnadene nede vil velge å bruke strøm når dét er billigere enn det billigste alternative brenselet 9. Bedriftsøkonomisk vil varmesektoren tjene på å tilpasse seg slik at man hele tiden velger den billigste kombinasjonen av energibærere, enten dette er elektrisitet eller andre energibærere. Og anlegg med kombinert kraft- og varmeproduksjon vil tjene på å produsere kraft når strømprisen (og eventuelle støtteordninger) gjør det lønnsomt, og kjøpe strøm når det er mest lønnsomt. Så langt bedriftsøkonomi. Hva med samfunnsøkonomi? Dersom forskjellene mellom prisene på alle energibærerne (inkludert strøm) reflekterer forskjellene i samfunnsøkonomiske kostnader, vil en bedriftsøkonomisk effektiv bruk av strøm og andre energibærere også være samfunnsøkonomisk effektiv. I et samfunnsøkonomisk perspektiv er målet å få aktørene i varmemarkedet til å bruke den kombinasjonen av ressurser som gir lavest mulig kostnader for samfunnet (og produsere kraft i CHPanlegg når verdien av kraften er større enn produksjonskostnadene). I samfunnsøkonomiske kostnader inngår også miljøkostnader, bl.a. kostnader ved utslipp av klimagasser. Det er viktig at aktørene i varmemarkedet tar hensyn til det fulle kostnadsbildet når de velger energibærer. Bare slik kan samfunnet oppnå en effektiv ressursbruk. For å vurdere om prisene på energibærerne reflekterer samfunnsøkonomiske kostnader på en god måte må vi se på de ulike faktorene som påvirker prisene. Her er viktige momenter som må undersøkes: I. Er det effektiv konkurranse i markedene for de ulike energibærerne slik at salgsprisene representerer produksjonskostnadene på en god måte? II. Reflekterer transportkostnadene samfunnsøkonomiske kostnader på en god måte eller favoriserer de ett eller flere brensel i forhold til andre? En svært aktuell problemstilling her er hvordan overføring i kraftnettet bør prises for denne typen forbruk. III. Blir de ulike energibærerne behandlet på en konsistent måte mht miljøavgifter og subsidier? Mao: Blir de belastet for lokale miljøskader og CO 2 -utslipp ut fra samme kriterier? Er eventuelle miljørelaterte subsidier utformet på en måte som likebehandler energibærerne i forhold til miljømålene? IV. Er fiskale avgifter og skatter nøytrale eller gir de vridninger slik at de favoriserer noen brensler i forhold til andre? 9 En del av porteføljen i en varmesentral kan være varmepumpe. Det vil naturligvis alltid være lønnsomt å bruke denne før man tar i bruk strøm til direkte oppvarming i elkjeler. Xrgia (2011) 37

38 Figur 6.1 viser de viktigste elementene som påvirker sluttbrukerprisen for de ulike energibærerne. I tillegg angir den hvilke fagområder som trekkes inn under diskusjonen av hvert element. Øre/kWh Produksjonskostn. Avgifter Subsidier Fiskale avgifter Transport/Tariffer Sluttbrukerpris Konkurranse- Reguleringspolitikk Miljøøkonomi Skattepolitikk økonomi Figur 6.1 Illustrasjon av de delene som inngår i prisen og dermed prissignalet til forbruker. I vurderingen av produksjonskostnader er det mest interessant å vurdere konkurransen i de representative markedene. Dette for å kunne si noe om produsentprisen faktisk reflekterer produksjonskostnadene eller om det skjuler seg monopolprofitt i tallene. For å vurdere avgifter (fokus på prising av klimagassutslipp) og subsidier til fornybar energi benyttes verktøy fa miljøøkonomien. Rene fiskale avgifter vurderes ut fra vridningseffekter og optimal skatteteori. Transportkostnader, med hovedfokus på elektrisitetstariffer, diskuteres med utgangspunkt i reguleringsøkonomi, men også skatteteori trekkes inn i denne diskusjonen. I teorien må alle disse elementene være priset riktig for at sluttbrukeren skal få riktige prissignaler og dermed tilpasse seg på den måten som er best for samfunnet. Hvis en av energiprisene for eksempel er feilaktig lavt priset vil konsumentene motta feilaktige prissignaler, og forbruket vil vri seg mot denne energibæreren og bidra til et overforbruk. I praksis er det viktigste at forholdet mellom prisene er noenlunde riktige. Dersom bruk av elektrisitet i en gitt situasjon er vesentlig billigere (samfunnsøkonomisk) enn bruk av for eksempel gass, bør også prisene ut til de som velger brensel være (vesentlig) lavere for elektrisitet. Spesielt er det viktig å endre overføringstariffer, avgifter og andre myndighetsbestemte priselementer hvis de i betydelig grad bidrar til feil valg av energibærer. Hvis vridningen i prisene er liten (prisforholdet er nesten riktig i forhold til forskjellen i samfunnsøkonomiske kostnader), vil kostnaden ved feil valg av energibærer også være liten og volumene som er valgt på feil grunnlag vil også ofte være små. Totalt tap blir dermed lite. Er det derimot store vridninger i relative priser vil kostnadene ved feil valg være større og det vil ofte være større volumer som velges fra feil brensel. Det er naturligvis også viktig å endre offentlige reguleringer (forskrifter osv.) som hindrer en samfunnsøkonomisk effektiv kombinasjon av energibærere. Xrgia (2011) 38

39 6.2 Samfunnsøkonomisk effektivt valg av energibærere hvordan får vi prisene så riktig som mulig? Vi skal her drøfte de viktigste utfordringene mht å få en samfunnsøkonomisk riktig prising av energibærerne i varmesektoren, med spesielt fokus på strøm. Drøftingen vil bli gjort med utgangspunkt i de fire problemstillingene (I-IV) foran. I dette kapittelet vil vi drøfte spørsmålene generelt og prinsipielt. Deretter ser vi i kapittel 0 nærmere på overføringstariffer, avgifter og andre faktorer som påvirker prisforskjellene og muligheten til samfunnsøkonomisk effektive valg av energibærer i Danmark, Finland, Norge og Sverige Effektive markeder for de ulike energibærerne Etter vår vurdering kan vi legge til grunn at de ulike energimarkedene i all hovedsak vil fungere effektivt. For oljemarkedet kan man diskutere om markedsmakt spillere en rolle, men når man skal analysere samfunnsøkonomisk effektivitet fra et nasjonalt perspektiv er det uansett riktig å legge verdensmarkedsprisene (importkostnaden) til grunn. Det nordiske kraftmarkedet har generelt blitt oppfattet som svært effektivt i de fleste situasjoner. Når det oppstår vesentlige flaskehalser i nettet er bruk av prisområder i kraftmarkedet et viktig virkemiddel for å signalisere lokal knapphet eller overskudd av kraft til markedet. For å få et effektivt samspill mellom varmesektoren og kraftsektoren er det viktig at de lokale strømprisene er korrekte. Hvis man i et område for eksempel må slippe vann forbi driftsklare turbiner eller stanse vindmøller pga. flaskehalser i nettet, er det viktig at markedet lokalt får et signal om dette, slik at kraften kan bli utnyttet i for eksempel varmesektoren (hvis det er mulig). Hvis prisene i kraftmarkedet sosialiseres innenfor større områder slik at de lokale prisene ikke reflekterer den reelle verdien av kraften, kan det lede til ineffektiv bruk av energibærere. Når Sverige fra 1. November 2011 tar i bruk prisområder vil prisingen av kraften bli mer korrekt og handel internt i Norden blir mer effektiv. Økt utbygging av vindkraft og ikke-regulerbar vannkraft kan i enkelte overskuddsområder gi behov for mindre prisområder eller andre prisområder enn man anvender i dag. For en mer detaljert drøfting av konkurransen i de norske brenselmarkedene viser vi til vedlegg Transportkostnader og overføringstariffer Vi legger til grunn at transportkostnadene for de ulike brenslene reflekterer samfunnsøkonomiske kostnader på en god måte. Det vanskelige og avgjørende spørsmålet er hvordan overføringstariffer til varmesentraler og CHP som kjøper strøm skal tarifferes. Samfunnsøkonomisk effektiv prising av kraftoverføring følger disse hovedprinsippene: 1. Alle brukere bør betale for de kostnader de påfører kraftsystemet/nettet ved sitt uttak av kraft og ved sine krav til forsyningssikkerhet, sitt maksimale uttak etc. Dette innebærer bl.a. at brukerne bør betale for eventuelle forsterkningsbehov som de påfører nettet (kapasitetskostnader), for administrasjonskostnader og for overføringstap som man skaper. 2. Nettet har store skalafordeler, også kjent som naturlig monopol. Selv om alle betaler for de kostnadene de løpende påfører systemet vil dette ikke dekke de fulle kostnadene knyttet til investeringer og drift av nettet. I tillegg til tariffer som reflekterer kostnadene kundene skaper er det derfor nødvendig å ha såkalte residuale tariffer som sørger for at alle kostnadene blir dekket. De residuale tariffene bør fra et samfunnsøkonomisk perspektiv inndrives på en slik måte at de gir minst mulig nyttetap. Dette betyr at forbruk som har høy Xrgia (2011) 39

40 betalingsvilje for bruk av nettet og som i liten grad endrer bruken som følge av en tariff bør ha høye tariffer, mens forbruk som blir vesentlig endret som følge av tariffen bør ha en lav residual tariff. Dette kalles ofte Ramsey-prising. En intuitiv forklaring av Ramsey-prising er følgende: Anta at A har en nytte på 10 av å bruke et fellesgode, mens B har en nytte på 100. Ved en lik brukeravgift på 12 vil A avslutte bruken og taper en nytte på 10, mens B vil fortsette som før. Hvis A derimot slipper brukeravgiften og B får en avgift på 20 vil begge fortsatt bruke fellesgodet. Man unngår derved nyttetapet som inntreffer hvis A slutter å bruke godet. I vedlegg forklarer vi den økonomiske tenkningen bak Ramsey-prising nærmere. Vi legger til grunn at elkjeler i varmesentraler vil være utkoblbare når nettet har presset kapasitet og at de vil være en av flere energibærere, slik at varmesentralen ikke er avhengig av elkjelene for å dekke varmebehovet. Dette betyr: Elkjelene påvirker i liten grad kostnader i nettet, utover sin egen tilknytning. Det skyldes at de kobles ut når kapasiteten blir knapp på grunn av høyt forbruk eller ved utfall i nettet. (Annet forbruk som ikke kan kobles ut varig er dimensjonerende for nettet.) Kjelene stiller svært lave krav til forsyningssikkerhet, de kjøper strøm når det er plass i nettet og ikke ellers. De viktigste kostnadene knyttet til elkjelene vil da være overføringstap og kostnader ved måling og avregning, og eventuelle tilknytningskostnader i nettet (egen linje og eventuelle forsterkninger lokalt). Dette er kostnader anleggene bør betale. Elkjeler som kan kobles ut når nettkapasiteten er presset har altså et svært begrenset kostnadsansvar sammenliknet med annet forbruk. Utkoblbart forbruk med alternativt brensel er svært priselastiske både på kort sikt og på lang sikt. Prinsippet om Ramsey-prising tilsier derfor at de residuale tariffene skal være svært lave for denne typen forbruk. I tillegg til momentene som er nevnt over er det mulig at elkjeler i varmesentraler kan tilby raske reguleringstjenester til kraftsystemet. Vi legger til grunn at slike tjenester vil bli betalt separat og at den samfunnsøkonomiske nytten av slike reguleringstjenester blir ivaretatt ved denne betalingen. I Norge har man i mange år hatt en tariff for utkoblbart forbruk med alternativ oppvarming. Dette markedssegmentet har som vist foran i rapporten (se figur Figur 2.5) i stor grad tilpasset seg prisforskjellene mellom brenslene. Imidlertid har det fra tid til annen blitt innvendt mot ordningen at noen deltakere i praksis mangler fullgode alternativer. For å oppnå den lave tariffen kan det være fristende å oppgi at man har alternativt brensel og eventuelt ta sjansen på at det ikke blir langvarige utkoblinger. I noen tilfeller har ikke den alternative oppvarmingsløsningen vært vedlikeholdt. Denne typen feilrapporteringer og manglende vedlikehold av alternativer er neppe noe problem ved større varmesentraler. Dersom ordningen også skal gjelde for mindre sentraler bør man lage regler og tariffer som sikrer at brukerne er reelt fleksible. For å få rett til den lave tariffen er et naturlig krav at deltakerne har spot-kontrakt og timemåling. Det er også mulig å lage tariffer som først slår inn når strømprisene blir mer normale og eventuelt stiger vesentlig når strømprisene blir spesielt høye. I kapittel i Figur 7.4 vises et eksempel på en avgift som først og fremst slår inn ved normale og høye strømpriser. Dette konkrete eksempelet viser i Xrgia (2011) 40

41 utgangspunktet hvordan en avgift på strømprisen kan utformes hvis man ønsker å heve skattleggingen av CO 2 -utslipp utover kvoteprisen. En tariff kan imidlertid utformes på en liknende måte. På denne måten kan man straffe forbrukere som ikke kutter ut kraftforbruket når strømprisen for eksempel er høyere enn normale oppvarmingskostnader ved bruk av olje. Dette vil sikre at brukerne er reelt fleksible og har fungerende løsninger for alternativt brensel. I tillegg kan det bidra til å gi et mindre dekningsbidrag til nettet ved å straffe de som sover i timen. Samfunnsøkonomisk effektive tariffer for utkoblbare kjeler skal dekke direkte kostnader og ellers være svart lave. Tariffene kan imidlertid ha elementer som sikrer at brukerne er reelt fleksible, ved at de betaler en høy tariff for uttak når strømprisene er høye. For å sikre at utkoblbart forbruk med alternativ brensel tilbys hensiktsmessige tariffer bør forskriftene legge til rette for dette. Det er feil å kreve at tariffen skal være nettbegrunnet, hvis man med det mener at det skal være fysiske forhold i nettet som krever at noe forbruk kobles ut. Det bør være tilstrekkelig at forbrukeren kan verifisere at han har alternativt brensel og reell utkoblingsmulighet når nettet trenger det. Dette sikrer at forbruket ikke er kapasitetsdrivende for nettet og det innebærer at forbruket er svært priselastisk. Dette forbruket har dermed et svært begrenset kostnadsansvar og ut fra prinsippene for Ramsey-prising skal disse abonnentene også dekke en svært liten andel av de residuale kostnadene. Det er ikke åpenbart at nettselskapene har incentiv til å legge til rette for bedre utnyttelse av tilgjengelig nettkapasitet. For å sikre at aktuelle kunder tilbys en egnet tariff bør reguleringen enten gi incentiv til dette eller stille krav om at man tilbyr en slik tariff Konsistent håndtering av miljøkostnader - spesielt utslipp av CO 2 Det overordnede prinsippet er at avgiftene skal reflektere kostnadene ved bruken av den enkelte energibærer og som et minimum være konsistente på tvers av energibærere. Vi vil her fokusere på prising av CO 2 -utslipp knyttet til de ulike energibærerne 10. Problemstillingen er hvordan klimakostnaden bør reflekteres i sluttbrukerprisene for at markedsaktørene skal ta adekvat hensyn til utslippsvirkningene ved bruk av de ulike energibærerne. Utslippsvirkningene skal være reflektert i prisen på alle energibærerne på en konsistent måte. I tillegg skal nivået på utslippsprisen reflektere samfunnets betalingsvilje for å redusere utslippene, og de samfunnsøkonomiske miljøkostnadene ved utslipp 11. Et sentralt spørsmål i vår sammenheng er hvor mye CO 2 -utslippene øker hvis vi øker forbruket av strøm. Svaret er at dette avhenger av hvor og når forbruket økes. Svaret vil også endre seg over tid. Etter hvert som kraftsektoren gradvis avkarboniseres vil utslippsvirkningen av økt kraftforbruk avta og være null i flere og flere timer. Vi skal forklare disse sammenhengene i større detalj og deretter forklare hvordan kvoteprisen for CO 2 (ETS) slår ut i strømprisen. 10 Når det gjelder utslipp av NO X og utslipp med lokale skadevirkninger gjelder de samme prinsippene. Vi går imidlertid ikke nærmere inn på slike avgifter her. 11 Et samfunnsøkonomisk optimalt utslippsnivå er der hvor den marginale miljøkostnaden er identisk med den marginale betalingsvilligheten for reduserte utslipp (også kalt rensekostnaden). Xrgia (2011) 41

42 I dag vil økt forbruk av kraft i det nordiske kraftmarkedet i en normal situasjon innebære økte utslipp av CO 2 fra fossile kraftverk. Dette gjelder selv om hoveddelen av kraften i Norden produseres fra utslippsfrie kraftverk som vannkraftverk, kjernekraftverk og vindkraft. Hvis man simulerer økt uttak av kraft i for eksempel Norge med en kraftmarkedsmodell for Nord-Europa, vil man typisk finne at utslippene øker i størrelsesorden 0,4 0,6 tonn CO 2 per ekstra MWh som forbrukes. Dette reflekterer at økt kraftforbruk i en normal situasjon dekkes av økt kraftproduksjon i kull- og gasskraftverk, nå eller senere. 12 (Hvis økt forbruk entydig ble dekket av kullkraftverk ville utslippsøkningen vært i størrelsesorden 0,8 tonn CO 2 per MWh.) En kraftmarkedsmodell fanger opp at selv om Norge produserer nesten all sin kraft ved fornybar energi medfører handelsmuligheter at en endring i forbruket vil påvirke netto eksport. Dessuten kan kraftproduksjonen ved gasskraftverket på Kårstø bli påvirket. Historisk har kullkraft vært marginal kraftproduksjon i Norden og dermed også hatt stor betydning for prisingen av vannet i vannmagasinene. Vannkraften har marginale produksjonskostnader nær null, men vannet har en verdi (vannverdien) som er gitt ved den laveste prisen man må selge til for å få produsert kraft av alt vannet. 13 I normale situasjoner vil kostnadene ved produksjon av kull- og gasskraft i Norden og hos handelspartnere ha stor betydning for vannverdiene. Ved en omfattende tilsigssvikt kan imidlertid prisene i vannkraftsystemet presses langt over normale produksjonskostnader i fossile kraftverk og i siste instans kan høye priser presse fram rasjonering av forbruket. Dette skyldes bl.a. at importkapasiteten er begrenset. Tilsvarende kan man i perioder med store tilsig oppleve strømpriser som faller mot null. Når strømprisen presses ned til kortsiktige marginalkostnader (nær null) er vi i en situasjon hvor alternativet til økt kraftforbruk er økt spill av vann. Vannkraftprodusentene som produserer i slike perioder har ikke lagringsmuligheter og må derfor enten produsere kraft eller spille vannet. Når strømprisene presses ned mot null er det meget stor sannsynlighet for at det spilles større eller mindre mengder vannkraft. Vannkraftverkene må i sin disponering av vannet forholde seg til usikkerhet om fremtidige tilsig. Hvis magasinene er nesten fulle og tilsigene ser ut til å bli betydelige fremover står man overfor en reell sannsynlighet for spill av vann. Vannverdien er en forventningsverdi for hva vannet er verdt, og vi skal med et forenklet eksempel forklare hvordan fare for spill av vann påvirker vannverdien. Anta at et magasin er nesten fullt og man står foran en periode hvor det kan ventes betydelige tilsig. Anta videre at sannsynligheten for at man må spille vann er 75 % gitt magasinbeholdningen, forventede tilsig og produksjonskapasitet. Etter perioden med store forventede tilsig regner man med å kunne selge vannkraften for 40 øre per kwh. Eksemplet innebærer at det er 25 % sjanse for at vannkraft som spares nå kan selges for 40 øre senere, og det er 75 % sjanse for at vannkraft som spares nå leder til et like stort spill i løpet av den kommende perioden. Forventningsverdien til en ekstra kwh som lagres i magasinet før perioden med store tilsig er dermed 0,25*40 øre + 0,75*0 øre= 10 øre. 12 Vi minner om at produksjonen i vannkraftverk er gitt av tilsigene så lenge man unngår spill av vann, og for vindkraftverk er produksjonen gitt av vindforholdene, så lenge man har avsetningsmuligheter for vindkraften. 13 Enhver produsent med lagringsmuligheter vil selge sine produkter når prisene er høyest. Det gjelder også vannkraftprodusentene. Når vannkraftprodusentene styrer kraftproduksjonen sin til periodene med høyest pris (gitt frihetsgrader for tapping, magasinnivå etc.) bidrar de også til at verdien av vannkraften blir så stor som mulig for samfunnet. Xrgia (2011) 42

43 Vannkraftverket vil i denne situasjonen øke sin forventede inntekt ved å selge kraft dersom prisen er høyere enn 10 øre/kwh. I vannkraftverk vil økende sannsynligheten for spill av vann drive prisene lenger og lenger ned mot null. Lave strømpriser relativt til kostnadene ved fossil kraftproduksjon er derfor en indikator på sannsynligheten for spill av vann. I områder med mye vindkraft kan man også oppleve at prisene i perioder presses langt ned, spesielt i perioder hvor forbruket er begrenset og vindkraftproduksjonen stor. Samfunnsøkonomisk er det rasjonelt å stoppe vindkraft når strømprisen går under marginale produksjonskostnader. (Det betyr at prisene presses ned mot null. På grunn av svakheter ved en del støtteregimer stopper ikke produksjonen når prisen går under kortsiktige produksjonskostnader og strømprisene kan derfor bli klart negative.) Med økende integrasjon av vindkraft vil flere områder i Norden kunne oppleve at vindkraft eller annen fornybar energi i perioder går til spille på grunn av manglende avsetningsmuligheter. Økte muligheter for handel kan begrense problemet, men neppe fjerne det. Også utenfor Norden vil man i perioder møte lave priser på grunn av stor vindkraftproduksjon. Når strømprisen presses ned mot kortsiktige marginalkostnader for vindkraft og vannkraft er det fornybar kraftproduksjon som er marginal i systemet: alternativet er å bruke denne kraften eller å spille den. En slik situasjon vil større forbruk ikke gi økte utslipp av CO 2. I områder med regulerbar vannkraft vil lave priser reflektere risiko for spill av vann. Jo lavere strømprisen er, desto større er sannsynligheten for at økt forbruk gir redusert spill av vann og ikke økt fossil kraftproduksjon. Kvoteprisen fra EUs kvotemarked (ETS) reflekteres i strømprisen ved at budene fra kull- og gasskraftverk blir høyere. Kvoteprisen vil dermed påvirke vannverdiene i den grad fossil kraft er marginal produksjon i systemet. Når sannsynligheten for spill av vann øker vil vannverdien synke og når spill av vannkraft eller vindkraft er et faktum vil kvoteprisen ikke ha noen betydning for prisen. Drøftingen foran viser at strømprisen i ulike markedssituasjoner på en god måte vil avspeile den utslippskostnaden som ligger i kvoteprisen. Figur 6.2 viser simuleringer av fremtidig strømpris i Sør-Norge med henholdsvis lav ( 15) og høy ( 100) kvotepris. Eksempelet viser varighetskurve for strømprisen i et nedbørsrikt år, og er hentet fra kraftmarkedsmodellen BID. Xrgia (2011) 43

44 Fleksibilitet i fremtidens kraftsystem (2011) /MWh CO2 = 15 CO2 = 100 Differanse Figur 6.2 Simulert varighetskurve for strømprisen i Sør-Norge i våtår med dagens pris og høy pris på CO 2. Som drøftet over, ser vi at en økt kvotepris slår mest ut i timene med høy strømpris, her synliggjort med differanselinjen. Prisene i de to scenarioene konvergerer altså når strømprisen blir lav. Laveste pris i disse simuleringene er imidlertid om lag 30/MWh, og vi ser derfor ikke at prisene blir helt like. En slik modell vil aldri kunne simulere de store utfallene vi ser i virkeligheten. I praksis vil vi derfor ofte ha priser som er lavere enn dette. Følgelig vil også prisene i disse to scenarioene bli likere hverandre (når prisnivået er lavt) enn hva som er vist her. Ser vi fremover vil kullkraft i Europa gradvis bli erstattet av fornybar kraft (særlig vindkraft), av kjernekraft og gasskraft. Økt kraftforbruk vil da gi mindre økning i CO 2 -utslippene. I Norden vil kullkraft gradvis bli erstattet av bl.a. vindkraft og kjernekraft. Dette kan sammen med økende kraftoverskudd i Norden gi flere og lengre perioder hvor fossil kraft ikke er marginal produksjon i Norden. På den annen side kan økende handelskapasitet til resten av Europa i noen grad opprettholde samspillet med fossil kraft, slik at økt forbruk gir økte utslipp. Denne handel vil imidlertid også bli preget av at det skal bygges svært mye vindkraft i Nord-Europa. I perioder med stor vindkraftproduksjon og moderat forbruk vil prisene hos handelspartnerne bli presset ned og gi import til Norden. Generelt gir klimapolitikken og fornybarsatsingen mer volatile strømpriser, noen perioder med svært høye priser og flere perioder med svært lave priser, inkludert en del perioder med spill av kraft (priser nær null eller under null). Et godt eksempel på dette er prisutviklingen i Vest-Danmark siste uken i Figur 6.3 viser at strømprisen i 14 timer var lavere enn 10 Euro/MWh. 1. januar holdt strømprisen seg lavere enn 2 Euro/MWh i 10 timer i strekk, med den laveste noteringen helt nede i -34 Euro/MWh. Xrgia (2011) 44

45 EUR/MWh des 25.des 26.des 27.des 28.des 29.des 30.des 31.des 01.jan Figur 6.3 Timenoterte spotpriser fra Danmark Vest Kilde: Nordpool Spot. Dersom man mener kvoteprisen gir det ønskede prissignalet til energimarkedene er utfordringen kun å sørge for at fossile energibærere i varmesentralene har et avgiftsnivå som reflekterer kvoteprisen. En avgift tilsvarende kvoteprisen legges da på alle brenslene, og beregnes i henhold til karboninnholdet i kull, gass, olje, torv osv. Det er et praktisk spørsmål om brenslene skal omfattes av kvoteregimet eller ha en tilsvarende avgift på nivå med kvoteprisen. Når brenslene pålegges samme utslippskostnad som kraftproduksjon unngår man uheldige vridningseffekter mellom energibærerne Fiskale avgifter bør harmoniseres på tvers av energibærere For å få et riktig valg av energibærer bør de fiskale avgiftene harmoniseres slik at hver kunde velger den samfunnsøkonomisk billigste energibæreren. Avgiftene behøver ikke ha samme nivå for ulike kundegrupper, men bør være harmonisert innenfor hver kundegruppe. En gjennomgang av relevante fiskale avgifter blir gitt i kapittel 7.4. Xrgia (2011) 45

46 7 Prisvridere og barrierer Vi vil her gi en gjennomgang av de viktigste prisvridere og barrierene for et effektivt samspill i de nordiske landene. Altså, hvilke faktorer trekker oss vekk fra det effektive samspillet vi beskrev i kapittel 6. I kapittel 7.1 drøftes dagens praksis for tariffering av utkoblbare elkjeler. Deretter diskuterer vi hvordan dagens prising av klimagassutslipp påvirker valget av energibærere. Effekten av ulike støtteordninger og avgiftsordninger drøftes i henholdsvis kapittel 7.3 og Tariffering av utkoblbare elkjeler Norge Etter opprettelsen av et kraftmarked i 1991 var det ikke lenger behov for en særskilt ordning for tilfeldig kraft, da prisen på kraft ble fastsatt i markedet. Derimot ble det opprettet en ordning for uprioritert overføring som hadde den samme målgruppen som tidligere hadde kjøpt tilfeldig kraft. Uprioritert overføring er knyttet til at det finnes ledig kapasitet i nettet, som det ut fra et samfunnsøkonomisk synspunkt er rasjonelt å utnytte. Fokus skifter altså fra bedre utnyttelse av produksjonssystemet (som kraftmarkedet heretter skulle sikre) til bedre utnyttelse av distribusjonssystemet. NVE (2009) har nå vedtatt at utkoblbare overføringer kun skal kunne tilbys av nettselskapene dersom man har en ren nettmessig begrunnelse. Tariffen vil være fast over hele året, og avregningsgrunnlaget er gjennomsnittlig effektuttak i topplast de fem foregående årene. Dette medfører at utkoblbare elkjeler i de aller fleste timer med lave priser vil måtte betale samme tariff som prioritert overføring. Dette vil i betydelig grad vil påvirke bruken av utkoblbare elkjeler, og begrense mulighetene for et lønnsomt samspill mellom kraft- og varmemarkedet. Nettselskapene i distribusjons- og regionalnett fastsetter nettleien til brukerne av nettet i sitt konsesjonsområde på bakgrunn av tillatt inntekt fastsatt av NVE. Selskapene har i dag en god del frihet i utformingen av nettleien, noe som medført variasjoner i praksisen mellom selskapene. På sentralnettnivå har Statnett lov til å tilby uprioritert overføring så lenge det er et nettmessig behov. Underliggende nettselskap kan tilby utkoblbart forbruk til overliggende nett uavhengig av behov i eget nett, så lenge overliggende nett har behov for dette. Videre har NVE presisert at nettmessig begrunnete forhold skal være basert på en vurdering på lengre sikt for å gi forutsigbarhet for kunder innunder ordningen. For varmemarkedet i Norge virker dagens tariffutforming å være det viktigste hinder mot et effektivt samspill mellom kraft- og varmemarkedene. Figur 7.1 viser at fra har forbruket av uprioritert el i stor grad fulgt prisdifferansen mellom oljepris og strømpris. I 2007 og 2008 ser vi et brudd i denne sammenhengen, den totale bruken av uprioritert el ser også ut til å være redusert gjennom denne perioden. Xrgia (2011) 46

47 % av totalforbruk 14 % 12 % 10 % 8 % 6 % 4 % 2 % TWh, Øre/kWh % Uprioritert elforbr. % uprioritert (venstre) Prisspread(olje-el) 0 Figur 7.1 Historisk bruk av utprioritert el sammenlignet med prisdifferansen mellom olje og el. Kilde: SSB I intervjuer med representanter fra både kjemisk-, treforedling og næringsmiddelindustri viser at den viktigste faktoren for redusert bruk av uprioritert el de politiske signalene om at denne ordningen skal forsvinne. Manglende lønnsomhet ble også trukket opp som hovedargument fra treforedlingsindustrien, noe som er naturlig, deres lave alternativkostnader tatt i betraktning. Videre er det nå opp til hvert enkelt nettselskap om de ønsker å tilby uprioritert overføring, og flere aktører får nå ikke tilgang til denne type overføring. Trondheim Energi-Nett er i dag en av relativt få aktører som tilbyr uprioritert overføring. Effektleddet for en elkjel på 20 MW på uprioritert overføring er kr 5 kw/mnd, mot kr 300 for prioritert overføring (TEN, 2010). Figur 7.2 viser hvordan lønnsomheten ved investering i komplementær elkjel til eksisterende gasskjel i ulike scenarioer påvirkes av en effekttariff. Forutsetningene for disse beregningene er forklart i kapittel 5. Denne beregningen tar kun hensyn til endring i effektledd. Hadde vi også kalkulert endring i tariffens energiledd ville utslagene blitt enda større. Xrgia (2011) 47

48 NNV Elkjel, MNOK Kr/kW - tariff Figur 7.2 NNV av investering i elkjel når eksisterende kjel er gasskjel, for ulike nivåer av effekttariff. Hvis de fremtidige årene blir som 2005, ville investeringen vært lønnsom så lenge tariffen var lavere enn om lag 125 kr/kw. Dette synliggjør godt hvilken effekt tariffene har for lønnsomheten i samspillet mellom kraft- og varmemarkedet. En usikkerhet rundt tarifferingspraksis vil dessuten øke risikoen for en investor, noe som også er med på å svekke investeringsinsentivene. I intervjuene med industrien kom det også frem at aktører med industritariff ikke vil benytte utkoblbare elkjeler hvis man ikke får tilbud om uprioritert overføring. Årsaken til dette er Statnetts krav om en gjennomsnittlig brukstid på elkjelene på minimum 7000 timer i året for å være kvalifisert til industritariff på prioritert overføring. Dette vil åpenbart påvirke i negativ retning, og er antakelig en utilsiktet effekt av Statnetts definisjon av forbruk. Dette problemet kan antakelig løses relativt enkelt ved å etablere separate målere på kjeler som er utkoblbare. Vi har ikke gjort egne undersøkelser på hvilke bedrifter som mangler separate målere på sine utkoblbare elkjeler Øvrige Nordiske land I Danmark har det vært en prøveordning (Elpatronloven) som ble innført 1. januar 2008 etter først å ha blitt godkjent av EU. Loven var avgrenset til å gjelde kraftvarmeverk tilknyttet fjernvarme, og åpnet for reduserte avgifter på el brukt til elkjeler. Full energi- og CO 2 avgift tilsvarte ved lovens innføring 629 DKK/MWh, mens den reduserte avgiften var på 183 DKK/MWh. I tillegg er el som benyttes i elkjeler fritatt for PSO-avgift, en avgift på energiforbruk som skal dekke omkostningene til støtte av fornybar energi (Energistyrelsen, 2010). Etter at prøveordningen ble innført, ble det gjennomført grundige analyser og høringer, og loven ble i 2010 gjort permanent (Skatteministeriet, 2009). Det er dessuten gitt åpning for at også industri med kraftvarmeanlegg, og fjernvarmeanlegg som forsyner områder der det er installert kraftvarme også skal kunne installere elkjeler og få redusert avgift. I følge Dansk fjernvarme (2010) har dette medført at det siden 1. januar 2010 er installert 200 MW kapasitet i elkjeler i til sammen 20 danske fjernvarmeanlegg. I Sverige og Finland er det så vidt vi kjenner til ikke gitt incentiver for installasjon av elkjeler i form av for eksempel redusert nettleie eller reduserte avgifter. Xrgia (2011) 48

49 7.2 Prising av miljøkostnader Vi vil her fokusere på prising av klimagassutslipp. Med miljøavgifter mener vi her CO 2 -avgift på olje og gass som brensel, og kvoteprisen på CO 2 for elektrisitet. Formålet med alle disse avgiftene er å sikre en kostnadseffektiv reduksjon av klimagassutslipp. Det første, og viktigste, spørsmålet som bør besvares er om utslippskostnaden er lik for energiprodusenter innenfor og utenfor EUs kvotesystem. Deretter vurderer vi om nivået på prisen av klimagassutslipp er riktig satt. Videre diskuterer vi konsekvensene av en for lavt satt pris. Til slutt illustrerer vi hvordan avgifter kan utformes hvis man ønsker å heve prisingen av nasjonale klimagassutslipp over EUs kvotepris Er kvoteprisen og CO2-avgifter harmonisert? For samspillet mellom olje- gass- og kraftmarkedet er det viktig at prisen på utslipp er lik i alle relevante sektorer. Vi gjør her en overordnet vurdering av om CO 2 -avgiftene i de ulike landene er utformet på en måte som ikke virker vridende på forbruket. I Norge fastsetter finansdepartementet avgiftssatsene på fyringsolje og gass for bruk til oppvarming. Avgiftens formål er å bidra til kostnadseffektive reduksjoner av utslipp av klimagassen CO 2, og avgiftene skal settes slik at kostnad per gram CO 2 sammenfaller mellom brenslene (Finansdepartementet, 2010). Det gis fritak for bedrifter som er omfattet av kvotehandelssystemet, og avgiftene kan derfor over tid forventes å sammenfalle med prisingen av CO 2 i kvotemarkedet. Ettersom avgiften bestemmes årlig i Finansdepartementet er det gitt at det på kort sikt vil avvike fra den til enhver tid gjeldende prisen på CO 2 i kvotemarkedet, noe som over året kan gi vridningseffekter i forbruk mellom ulike typer brensel og elektrisitet. Dette kan imidlertid slå begge veier, ettersom kvoteprisen kan være både høyere og lavere enn avgiften. Over tid skal imidlertid utslippskostnaden være lik i både avgiftssystemet og kvotesystemet, og det bør ikke være betydelige vridningseffekter mellom kraftmarkedet og forbruk av olje og gass ut fra dette isolert sett. Også Sverige, Finland og Danmark har en egen avgiftskomponent for CO 2 -uslipp fastsatt på fossile brensel. Alle landene justerer sin avgiftssats hvert år. I Danmark er det i tillegg en CO2-avgift på elektrisitet på 6 øre/kwh. Dette påvirker sluttbrukerprisen på elektrisitet og vil gi en vridningseffekt bort fra el ettersom det aller meste av elproduksjonen i Danmark er omfattet av EUs kvotesystem. Målet for det danske avgiftsregimet er i følge Dansk Fjernvarme at det skal utformes slik at produksjon omfattet av kvotesystemet ikke skal betale avgift, og omvendt. Det er også en målsetting om at CO2-avgiften skal reflektere kvoteprisen, slik at det ikke blir vridningseffekter (DanskFjernvarme, 2010). Vi legger derfor til grunn at disse landene i stor grad har harmonisert, eller vil harmonisere, sin skattlegging av klimagassutslipp på tvers av sektorer Riktig nivå på kvoteprisen i dag? Når kvoteprisene reflekteres på en effektiv måte i strømprisene blir neste spørsmål om dette leder til en samfunnsøkonomisk effektiv avveining mellom energibærere. Kan det tenkes at kvoteprisen er for lav og at vi derfor kommer til å velge feil energibærere i varmesektoren? Å fastslå hva som er en samfunnsøkonomisk riktig pris på CO 2 er en svært kompleks oppgave vi ikke skal gjøre her. Vi vil imidlertid gi en kort drøfting av dette temaet og illustrere konsekvensene av en for lav pris på klimagassutslipp. En samfunnsøkonomisk effektiv reduksjon av utslipp fordrer at den marginale rensekostnaden er lik for alle aktører i markedet. Dette vil si at det skal koste like mye å rense det siste tonnet CO 2 i alle Xrgia (2011) 49

50 bedrifter og sektorer. Utslippene må altså være likt priset i alle sektorer (Figur 10.3 i vedlegg ). Videre må den marginale rensekostnaden være lik den marginale miljøskaden for at mengden av utslippsreduksjoner skal bli riktig. Man skal altså rense utslippene så lenge rensekostnadene er lavere enn miljøskaden (eller betalingsvilligheten for utslippsreduksjoner). Begge disse faktorene må være tatt hensyn til når målene om utslippsreduksjoner er vedtatt. Målet for utslippsreduksjoner må altså være riktig satt. Alle land som har sluttet seg til Kyoto-protokollen skal sette en utslippsstandard som reflekterer Kyoto-målene. Det finnes i litteraturen mange estimater på skadekostnaden av CO 2. Stern-rapporten (2006) fremhever at skadekostnaden av CO 2 vil øke stabilt over tid siden marginal miljøskade øker med konsentrasjonen av drivhusgasser i atmosfæren. Hvor stor skadekostnaden blir, avhenger også sterkt av hvilket klimaregime verden står ovenfor i fremtiden. Hvis vi fortsetter med business as usual (BAU), det vil si at fremtidens utslipp øker i samme takt som de gjør i dag, vil vi ifølge Stern ha en samfunnsøkonomisk global kostnad av CO 2 på om lag $ 85 per tonn. Rapporten definerer en stabiliseringspolitikk som søker å stabilisere CO 2 -konsentrajsonen i atmosfæren på ppm CO 2, og anser dette som det mest realistiske målet. Hvis denne politikken gjennomføres vil den samfunnsøkonomiske kostnaden av et tonn CO 2 starte i området $25-30, omtrent en tredjedel av hva den ville vært ved BAU. Richard Tol (2004) estimerte en vektet forventet skadekostnad per tonn CO 2 på $50. I denne studien tok han utgangspunkt i alle eksisterende studier, vektet de ulike scenarioene med sannsynligheter, og estimerte en vektet forventet skadekostnad per tonn CO 2. I tillegg til dette er det er flere faktorer som trekker i retning av at dagens kvotepris er lavere enn den samfunnsøkonomisk optimale prisen: Mengden kvoter i markedet bestemt gjennom forhandlinger. I Københavnforhandlingene mislyktes det å komme frem til en løsning som skulle gi en stabiliseringspolitikk. Selv om mange land i dag har satt seg strenge mål for reduksjoner i CO2-utslipp frem mot 2020 og 2050, er det fremdeles langt igjen til en effektiv klimaavtale. Usikkerhet rundt faktiske utslipp har vist seg å være betydelig. Stor usikkerhet rundt både rensekostnader og ikke minst skadekostnaden av klimagassutslipp gjør det sannsynlig at politikere velger å tro på det scenarioet som koster minst. Utslippsreduksjonene kan dermed bli lavere enn optimalt. Videre vil subsidier til fornybar energiproduksjon øke investeringene og tilbudet av fornybar kraft. Dette fører igjen til mindre etterspørsel etter CO 2 -kvoter, og prisene faller dermed til et nivå som vil være lavere enn den samfunnsøkonomiske utslippskostnaden. Noen hevder dette viser at subsidier til fornybar energi undergraver markedsmekanismene, og at skatt på utslipp bør være det eneste virkemiddelet. Andre mener imidlertid at i en verden hvor det er fare for karbonlekkasje, kan en kombinasjon av virkemidler slik som skatt på utslipp og subsidier til fornybar energi være den beste løsningen. Vi skal ikke gjøre en videre vurdering av denne problemstilingen her, men tar med oss det faktum at støtte til fornybar energi i mange tilfeller vil gi et fall i kvoteprisen på CO 2. Man kan argumentere for at det er korrekt å bruke kvoteprisene som styringssignal. Man kan også argumentere for at kvoteprisene ikke speiler samfunnets betalingsvilje for å redusere utslippene. Det siste synspunktet kan begrunnes ved at man har nasjonale og europeiske mål som forutsetter høyere Xrgia (2011) 50

51 marginalkostnader ved tiltak enn det som reflekteres i kvoteprisene. 14 EU bruker flere virkemidler enn utslippsprisen (ETS) for å få ned utslippene, bl.a. målet om 20 % energieffektivisering og 20 % andel av fornybar energi innen Innsatsen for å nå disse målene gjør alt annet likt at kvoteprisen som trengs for å nå 20 % kutt i utslippene i 2020 blir lavere Effekter av en for lav kvotepris Vi vil her forklare konsekvensene av en for lav kvotepris. En slik underprising av utslipp vil gi en for høy etterspørsel etter energi basert på fossile energibærere. Videre vil teknologier med mye utslipp bli for lite straffet i absolutte termer i forhold til teknologier med mindre utslipp. For bioenergi og andre teknologier med lave klimagassutslipp vil en for lav utslippspris gi disse teknologiene en for dårlig konkurranseposisjon 15. Både i brenselmarkedet og kraftmarkedet kan dette gi for lave investeringer. Alt annet likt, vil dette kunne vri forbruket mot teknologier med klimagassutslipp. Som vist i kapittel vil kvoteprisen i kraftsystemet slå inn forskjellig avhengig av hvilken teknologi som til enhver tid er prissettende i markedet. I perioder med høy elektrisitetspris vil det ofte være kullkraft eller gasskraft som produserer på marginen. I disse periodene vil kvoteprisen slå kraftig inn i elektrisitetsprisen, og en riktig kvotepris vil være viktig. I periodene med svært lave priser er det imidlertid ofte vannkraft som setter prisen, som da er en forventningsverdi på fremtidig verdi av vannet korrigert for risikoen for spill av vann. Situasjoner med svært lave priser vil følgelig ikke i nevneverdig grad påvirkes av kvoteprisen, og prissignalene til kundene i disse periodene vil være mer riktige. Figur 7.3 illustrerer dette med en prinsippskisse med to varighetskurver for strømprisen, en med henholdsvis høy og lav pris på CO I Norge kan tiltakskostnader knyttet til mål for innenlandske utslipp lett komme opp i mer enn kr per tonn, det mangedobbelte av aktuelle kvotepriser de kommende årene. Kostnadene blir så høye fordi Stortingsflertallet ønsker at en betydelig andel av utslippsreduksjonene skal tas innenlands. 15 Det har i den senere tid vært en diskusjon rundt bioenergi og klimanøytralitet. Vi velger imidlertid for denne analysen å anta at den bioenergi som benyttes i Norge er klimanøytral. Hvis dette er en feil antakelse vil dagens reguleringsregime, alt annet likt, bidra til et overforbruk av bioenergi på bekostning av elektrisitet og andre brensel. Xrgia (2011) 51

52 P El Fossile brensel underpriset Klimanøytrale brensel rett priset El underpriset El rett priset Elpris høy CO 2 Elpris lav CO 2 P X x Andel av tiden Figur 7.3 Prinsippskisse av varighetskurve for elektrisitetsprisen ved høy og lav pris på CO 2 -kvoter 16. Hvis man mener at prisen på klimagassutslipp i dag er for lav, gir dette en vridning mot for mye bruk av fossile brensel, både i kraft- og varmemarkedet. Ettersom strømprisen vil være mer feilpriset i perioder med høy strømpris enn i perioder med lav strømpris, oppstår et mulig hinder for samspill mellom markedene. I de situasjoner hvor elektrisitet er riktig priset (perioder med lave priser) vil vi få for lite bruk av elektrisitet og et for høyt forbruk av fossilt brensel. I perioder hvor strømprisen er høy, er også underprisingen av klimagassutslipp høy, og antakelig på linje med feilprisingen av brensel til varmemarkedet. Ved nøyaktig hvilket prisnivå dette slår inn vil også påvirkes av antakelsen om samfunnets skyggepris på CO Virkemidler kan håndtere ulike CO 2-priser Hva så hvis man ønsker å legge en høyere utslippskostnad enn kvoteprisen til grunn? Vi vil her forklare overordnet hvordan en avgift på CO 2 -utslipp kan utformes slik at man kan legge til rette for et effektivt samspill mellom el og brensel. Så lenge utslippskostnaden for olje, gass osv i varmesentraler baseres på nasjonale avgifter, kan man heve disse avgiftene til det ønskede kostnadsnivået. En slik avgiftsheving vil øke kostnadene ved bruk av fossile brensler som olje og gass i varmesentraler og dermed øke lønnsomheten ved bruk av biobrensel og andre utslippsfrie løsninger. Men avgiftshevingen vil også stimulere til økt bruk av elektrisitet, siden strømprisen ikke går opp. Hvis man hever avgiftene på brensler som gir CO 2 -utslipp over kvoteprisen, kan man altså skape en uønsket vridning i favør av elektrisitetsforbruk. Etter vår vurdering kan en slik situasjon håndteres ved å innføre en avgift på elforbruk i berørte varmesentraler. Avgiften skal etterlikne virkningen av en høyere kvotepris i kraftsektoren. 16 Fra Figur 6.2 husker vi at de to varighetskurvene med ulik CO 2 -kostnad aldri ble like. Dette kan begrunnes med at en fremskrivingsmodell ikke er egnet til å fange opp ekstremhendelser i markedet, slik som enkelttimer med svært lave priser. Det er derfor sannsynlig at man i praksis vil ende i en situasjon som skissert her. Hvor mange timer i året prisene i de to scenarioene vil være like hverandre er imidlertid vanskelig å forutse, og svaret vil variere sterkt fra år til år. Xrgia (2011) 52

53 Avgift ( /MWh) Fleksibilitet i fremtidens kraftsystem (2011) Som påpekt foran betyr ikke kvoteprisen like mye for strømprisen i alle situasjoner. I situasjoner med svært lave strømpriser betyr kvoteprisen lite eller ingenting, da er det gjerne spill av vindkraft og vannkraft eller risikoen for spill av vann som setter prisen 17. I en mer normal situasjon hvor strømprisen ligger nærmere marginalkostnadene for fossil kraft vil derimot kvoteprisen ha stor betydning for strømprisen. Her vil en høyere kvotepris åpenbart løfte strømprisen tilsvarende utslippsandelen i marginal kraftproduksjon. I Figur 7.4 illustrerer vi hvordan en slik avgift kan settes som en funksjon av strømprisen for å reflektere denne sammenhengen. Den blå linjen er prisdifferansen mellom et scenario med høy og lav pris på CO 2 basert på modellsimuleringer fra BID-modellen (Se også Figur 6.2 for de faktiske varighetskurvene i simuleringene). Vi understreker at dette kun er ment som et eksempel for virkemiddelutforming, og ikke et forslag til nivå på en eventuell avgift. 60 Diff elpris (Høy CO2 - Lav CO2) Eks gradert strømavgift Strømpris ( /MWh) Figur 7.4 Eksempel på gradert avgift på strøm basert på simuleringer av fremtidige strømpriser. Avgiften vil være null for svært lave strømpriser og deretter stige til et nivå som tilsvarer fullt prisgjennomslag av den høyere kvoteprisen når strømprisen er på nivå med kostnadene i for eksempel kullkraftverk. 7.3 Støtteordninger for fornybar energi De vanligste støtteordningene for fornybar energi i Norden er investeringsstøtte, grønne sertifikater og feed-in tariffer. Når slike støtteordninger kommer i tillegg til andre virkemidler slik som skattlegging av fossil energi i kvotemarkedet, har vi en situasjon hvor det brukes flere virkemidler for å nå ett mål. Multiple virkemidler gjør det svært vanskelig å forutsi de isolerte effektene av et virkemiddel. Vi vil her drøfte overordnet hvordan de vanligste støtteordningene for fornybar energi initialt påvirker prisene i markedet. Subsidier til fornybar energi, både ved investeringsstøtte og grønne sertifikater, bidrar til å øke tilbudet av fornybar kraft i Norden. Investeringsstøtte påvirker imidlertid ikke den løpende 17 Eventuelt også begrenset kjøring av kjernekraftverk. Xrgia (2011) 53

54 produksjonsoptimeringen direkte, siden investeringskostnader er sunk costs etter at investeringen er foretatt. Imidlertid vil økt fornybar kraftproduksjon, alt annet likt, styrke kraftbalansen i Norden og bidra til lavere strømpriser. Samtidig vil flere kvoter frigjøres i kvotemarkedet, som igjen kan føre til at kvoteprisen blir lavere enn den samfunnsøkonomiske skyggeprisen på utslipp. På den andre siden kan man også si at, ettersom man etablerer mer fornybar energiproduksjon med egne tiltak, trenger man ikke en like høy kvotepris for å nå et spesifikt utslippsmål. For å sikre at de beste prosjektene bygges ut først, er det imidlertid viktig at slike virkemidler er teknologinøytrale. Hvis man for eksempel gir støtte til vindkraftproduksjon og ikke til forbruk av bioenergi, vil man få en vridning i investeringene mellom disse teknologiene. Fra 1. januar 2012 er det vedtatt et felles grønt sertifikatmarked for Norge og Sverige. Grønne sertifikater er en kombinasjon av subsidier til ny fornybar energi og avgift på forbruk av elektrisitet. Denne ordningen har som målsetting å øke tilbudet av fornybar kraftproduksjon i Norge og Sverige med 26 TWh innen Støtten skal være lik for alle teknologier. Det er vanskelig å si med sikkerhet hvordan et slikt marked vil påvirke sluttbrukerprisen på strøm. Ulike forutsetninger for priselastisitet og markedskobling mot det Europeiske kraft- og kvotemarkedet kan gjøre priseffekten både positiv og negativ (Bruvoll, et al., 2009). Flere land i Europa, blant annet Danmark, har innført feed-in tariffer for vindkraft og solkraft. Slike virkemidler vil påvirke produksjonsbeslutningene direkte 18. Denne tariffen fungerer som en minstepris for produsenten. I tidsperioder hvor strømprisen i utgangspunktet er lavere enn feed-in tariffen, vil ikke de subsidierte produksjonsenhetene motta riktige prissignaler ettersom de uansett får en slik minstepris. Konsekvensen kan være at de ikke produserer riktig kvantum i forhold til etterspørselen. Dette har kommet tydelig frem ved flere anledninger de siste årene hvor vi har sett negative strømpriser både i Danmark og Tyskland. Hvis den subsidierte teknologien setter prisen i markedet, vil prisen i markedet være for lav. Uten en korrigering av disse effektene i markedet vil forbrukere få et for sterkt insentiv til å forbruke strøm fremfor alternative brensel. Et godt eksempel på dette er data fra nettoperatøren i Vest-Texas i USA (ERCOT), som viser negative priser i 23 % av tiden i april I første halvår 2008 hadde 63 % av dagene prisnoteringer under -$30. Storskala vindkraftutbygging og svært dårlig overføringsnett er en del av forklaringen, men det er driftsstøtten til vindkraftanleggene som gjør det lønnsomt for eierne av vindparkene å produsere selv med klart negative priser (GLG, 2009) (Goggin, 2008). Dette er derfor noe man bør ha i bakhodet når man diskuterer effekten av nye virkemidler. 7.4 Skattlegging av energiprodukter Alle de nordiske landene har omtrent de samme kategoriene av energiskatter. Miljøskatter som avgifter på utslipp av CO2, SO2 og NOX, og fiskale avgifter. Vi skal her fokusere på de fiskale avgiftene. De fiskale avgiftene, også kalt energiavgifter eller grunnavgifter har ofte to begrunnelser: En ren fiskal avgift som skal gi inntekter til staten Forbruksavgift som skal gi insentiver til redusert forbruk 18 Man kan tenke seg spesielle virkemidler som korrigerer for denne produksjonsvridningen. Vi velger imidlertid ikke å gå nærmere inn på dette her. Xrgia (2011) 54

55 For kraftintensiv industri har alle landene særordninger som gjør at enkelte industrigrener kan få refundert deler av avgiften. Alle land har avgiftsfritak på brensler som benyttes til elproduksjon. Danmark og Sverige har ikke redusert avgift på elektrisitet benyttet til ren varmeproduksjon, men begge har fritak for elektrisitet benyttet i kraftvarmeanlegg (Tulli Fi, 2010). I Sverige får kraftvarmeverk i tillegg en redusert CO2-avgift (Svensk Energi, 2010). Brensel som benyttes i kraftvarmeverker i Sverige betaler kun 15 % av normalt skattenivå (Skatt och Miljø, 2010). Sverige har fritak for avgifter på brensel og elsom anvendes i industrielle tilvirkningsprosesser samt til jordog skogbruk. Avgiftene i Sverige justeres årlig (Regjeringen, 2010). Den norske forbruksavgiften på elektrisitet hadde opprinnelig to begrunnelser, den skulle delvis være en ren fiskal avgift, men også gi insentiver til redusert forbruk. I dag benyttes kun det fiskale argumentet. Grunnavgiften på mineralolje er innført for å hindre vridende effekter av forbruksavgiften på elektrisitet (Finansdepartementet, 2010). De samme industriene som har redusert forbruksavgiften på elektrisitet har også redusert grunnavgift på mineraloljer. Dette skal derfor i prinsippet ikke føre til vridningseffekter mellom elektrisitet og olje. Gass og bioenergi er imidlertid fritatt for denne typen avgift. Dette resulterer i, alt annet likt, at forbruk av gass og bioenergi oppfattes som rimeligere enn forbruk av elektrisitet og olje. Videre betaler produsenter av fjernvarme i dag en redusert avgift på elektrisitet på 0, 45 øre, full avgift på olje og ingen avgift på gass eller bioenergi. Dette vrir prissignalene i forhold til et effektivt samspill mellom kraft og varmemarkedet. Tabell 7.1 gir en oversikt over de relevante fiskale avgiftene i de nordiske landene. Tabell 7.1 Fiskale avgifter på brensel og el konvertert til øre/kwh. Tallene avhenger av antakelser om valutakurs, energiinnhold og tetthet [1]. Kilder: (Finansdepartementet, 2010), (Skatteverket, 2010), (EC, 2010),(Statistics Finland, 2010), (Tulli Fi, 2010). Øre/kWh Type Lett fyringsolje [1] NOK/SEK =0,88, NOK/DKK=1,06, NOK/EUR= 8,7 [3]Gjelder kun produsenter som benytter mer enn 5 GWh torv per år. Tungolje Gass Kull Torv Bio El Norge Grunnavgift n.a. n.a. 0 10,5 (0,45) Sverige Energiavgift (0,5) Danmark Energiavgift (20) Finland Energiavgift [2] 0 15 (6) I alle de nordiske landene betales det redusert avgift for el til bruk i industrielle prosesser, jord- og skogbruk og bergverk. I Norge har også fjernvarme redusert el-avgift på 0,45 øre/kwh. Også Danmark har redusert avgift på bruk av el i fjernvarme og kraftvarmeverker (elpatronloven). Sverige og Finland har fritak for avgifter på brensel benyttet til kraftproduksjon. Disse tallene bør tolkes med noe forsiktighet ettersom ulike antakelser for valutakurs, energiinnhold og energitetthet vil påvirke verdiene oppgitt i tabellen. Likevel ser vi det er til dels store forskjeller, både mellom land og mellom brenseltyper innenfor landegrensene. Xrgia (2011) 55

56 8 Anbefalinger I en verden med velfungerende konkurransemarkeder uten eksterne effekter ville man ikke trenge reguleringer for å oppnå et optimalt samspill mellom kraft- og varmemarkedet. En markedssvikt, som for eksempel utslipp av klimagasser, kan da reguleres med ett virkemiddel alene, eksempelvis et kvotemarked for CO 2, og man ville korrigere for markedssvikten på en kostnadseffektiv måte. En slik tilnærming er riktig hvis man har ett mål og et virkemiddel som kan omfavne alle som slipper ut klimagasser. I virkeligheten er markedet imidlertid påvirket samtidig av mange ulike reguleringer. Gjeldende rammebetingelser er formet ut fra et sett av hensyn både til konkurranseevne, teknologiutvikling, næringspolitikk, særnasjonale hensyn og karbonlekkasje. Vi er altså ikke lenger i økonomenes perfekte verden ( first-best solution ), men i en second-best verden. Dette impliserer at det er vanskelig å vite nøyaktig hvordan et nytt virkemiddel vil påvirke aktørenes adferd, og hvilke sidevirkninger virkemiddelet vil ha. Vi kan derfor heller ikke oppnå et optimalt samspill mellom kraftog varmemarkedet, men vi må tilstrebe en virkemiddelutforming som tar oss nærmere den optimale situasjonen. For å oppnå en samfunnsøkonomisk effektiv bruk av våre energiressurser må de relative prisene på brensel og elektrisitet reflektere den relative samfunnsøkonomiske kostnaden ved forbruk. I flere land og fagmiljøer har det vært et omdiskutert å bruke elektrisitet til oppvarming. Samtidig står nå både myndigheter og produsenter ovenfor en ny markedssituasjon som igjen aktualiserer denne debatten. Jo mer man bygger ut av ikke-regulerbar kraftproduksjon (som vindkraft) til erstatning for fossil kraftproduksjon, desto viktigere blir det å utnytte fleksibiliteten i forbruket. Varmesektoren er den delen av forbruket som har desidert størst potensial for å være fleksibelt, og dermed bidra til å balansere tilgang og forbruk av kraft. Vi mener de viktigste faktorene for et forbedret samspill mellom kraft- og varmemarkedet er: Myndighetene i de nordiske landene bør legge til rette for at tariffer, støtteordninger og fiskale avgifter sammen gir en effektiv substitusjon (samspill) mellom elektrisitet og andre energibærere i varmesektoren. Det vil bidra til mer effektiv bruk av de samlede ressursene i energisektoren, legge grunnlaget for større kutt i klimagassutslipp, gi økt forsyningssikkerhet og mer prisstabilitet. Dette innebærer bl.a. at man bør tilrettelegge for svært lave tariffer (hovedsakelig marginaltap og administrasjonskostnader) for forbruk som er utkoblbart og har alternativt brensel. Nettselskapene bør pålegges å tilby slike tariffer. Begrunnelsen er ikke knyttet til nettmessige forhold alene, men også til ønsket om effektiv utnyttelse av de fornybare ressursene. Det er viktig å sikre at aktørene som mottar slike lave tariffer er reelt fleksible, og at elkjelene kun benyttes i timene hvor strømprisene er tilstrekkelig lave. Ved innføring av nye virkemidler må man alltid vurdere nytten av virkemidlet opp mot transaksjonskostnadene ved en implementering. Dette er noe som bør vurderes nærmere for de foreslåtte virkemidlene før en eventuell implementering. Xrgia (2011) 56

57 9 Litteraturliste Amundsen, E. og Tjøtta, S Trade and price variation in an integrated European power market. Applied Economics, 29(6). 1997, ss Amundsen, Eirik S. og Bergman, Lars Why has the Nordic electricity market worked so well? Utilities Policy. 2006, ss. 14 (3): Bai, Chong-En og Tao, Zhigang Excludable public goods: Pricing and social welfare maximazation. Economic Letters. Volume 103, issue , ss Blomquist, Søren og Christiansen, Vidar The Role of Prices for Excludable Public Goods. Journal of International Tax and Public Finance. s.l. : URL: Brito, D. L. og Oakland, W. H On the monopolistic provision of excludable public goods. American Economic Review , ss Bruvoll, Annegrete og Bye, Brita Evaluering av effekter av virkemidler i klimapolitikken. s.l. : SSB, Burns, M. E. og Walsh, C Market provision of price excludable public goods: A general analysis. Journal of political economy , ss Bye, Brita, Gunnes, Trude og Larsen, Bodil M Konsummodellen i MSG6 ved økonomisk vekst. En analyse av utviklingen i energiforbruket og. s.l. : SSB, Bye, Torstein, Holmøy, Erling og Heide, Kim Massey Removing policy based comparative advantage for energy intensive production.necessary adjustments of the real exchange rate and industry structure. s.l. : SSB, Discussion paper. Coase, Ronald The problem of social costs. The Journal of Law and Economics. 1960, 3. Conejo, Antonio, et al Transmission Network Cost Allocation. IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS, VOL. 22(1) Cornes, Richard og Sandler, Todd Externalities, Public Goods and Club Goods. s.l. : Cambridge University press, Dansk fjernvarme C3%B8mTilDageUdenBl%C3%A6st.aspx. Pressemelding. [Internett] 10. August DinSide Økonomi. Pristester. [Internett] EA Energianalyse. 2009a. Bedre integrasjon av vind. Evaluering av elpatronloven, treledstariffen for mindre kraftvarmeanlæg m.m. Analyse av markedsdata for vindkraft, decentral varme m.m. s.l. : energistyrelsen og Skatteministeriet, 2009a. Ea Energianalyse Indplacering af stigende mængder VE i elsystemet - Delrapport 2: Katalog over løsninger ECON Fordeling av tariffinntekter mellom produksjon og forbruk Implication of Large-scale Wind Power in Northern Europe. Presentation on EWEC Elforsk Effects of Large Scale Wind Capacities in Sweden Energistyrelsen Energiforsyning og forbruk Rapport fra arbejdsgruppen om kraftvarme- og VE-elektricitet Xrgia (2011) 57

58 Redegjørelse om mulighederne for og virkningerne af dynamiske tariffer for elektricitet. s.l. : Energistyrelsen, ENTSO-E Annual statistics URL: Euroheat & power District heating in Europe Eurostat Combined Heat and Power (CHP) electricity generation in the EU-25. s.l. : Eurostat, Statistics in focus, 3/2006. EWEA Pure Power. Wind energy targets for 2020 and s.l. : EWEA, Finansdepartementet Skatte, avgifts- og tollvedtak. [Internett] Skatte, toll og avgiftsvedtak. Grunnavgift på fyringsolje. [Internett] GLG Wind Energy - Too much of a good thing? Energy and Industrials. [Internett] Goggin, Michael Curtailment, Negative Prices Symptomatic of Inadequate Transmission. [Internett] Hardin, Garrett The tragedy of the commons. Science Hellmer, Stefan og Wårell, Linda On the evaluation of market power and market dominance The Nordic electricity market. Energy Policy. 2009, ss. 37 (8): Hellwig, Martin A utilitarian approach to the provision and pricing of excludable public goods. Journal of Public Economics,Volume 89, Issues , ss Hetemäki, Lauri og Hänninen, Riitta Outlook for Finland s Forest Industry Production and Wood Consumption for 2015 and Huber, Bernd og Runkel, Marco Tax competition, excludable public goods, and user charges. International Tax and Public Finance Ilic, D. M Toward regional transmission provision and its pricing in New England. Utility Policy. Vol 6(3), pp Kemikalieinspektionen Kemisk industri ur ett ökonomiskt perspektiv. [Internett] [Sitert: ] Metcalf, G. Gilbert og Park, Jongsang A comment on the role of prices for excludable public goods. International Tax and Public Finance Motta, Massimo Competition Policy. Theory and practice. s.l. : Cambridge, Muth, J. F Rational Expectations and the Theory of Price Movements. Econometrica. 1961, ss. 29(3): Nesbakken, R Price Sensitivity of Residential Energy Consumption in Norway. Energy Economics, 21(6). 1999, ss Residential Energy Consumption for Space Heating, A Discrete-Continuous Choice Approach. Scandinavian Journal of Economics, 103(1). 2001, ss Nicholson, W Microeconomic Theory. Basic Principles and Extensions. s.l. : Ninth edition, Thomson South-Western, Xrgia (2011) 58

59 Nordic Energy Perpectives Towards a Sustainable Nordic Energy System - 20 Perspectives on Nordic Energy. s.l. : Elforsk, ISBN: NP Avgifter på petroleumsprodukter Norsk Petroleumsinstitutt. Oljeselskapenes markedsandeler. [Internett] NVE. 2010a. Gjennomgang av den samlede reguleringen. s.l. : OED, 2010a. Utredning kraftmarked, nettleie. Dagens praksis i distribusjonsnettet. [Internett] b. Økonomisk og teknisk rapportering. [Internett] 2010b Tariffar for innmating. [Internett] 6 Februar [Sitert: 15 Desember 2009.] Utkoblbare overføringer. Oppsummering av høringsuttalelser og forskriftstekst. [Internett] Olson, Matictw The Logic of Collective Action: Public Goods and the theory of groups. Cambridge : Harvard University Press, Ostrøm, Elinor How types of goods and property rights jointly affect collective action. Journal of Teoretical Politics 15(3). 2003, ss Pan, Jiuping, Teklu, Yonael og Rahman, Saifur Review of Usage-Based Transmission Cost Allocation Methods under Open Acess. IEEE Transactions on power systems. Vol 15(4) Pigou, J. C The Economics of Welfare. London Ramsey, F.P A contribution to the theory of taxation. Economic Journal Rardner, R Rational Expectations Equilibrium: Generic Existence and the Information Revealed by Prices. Econometrica. 1979, ss. 47 (3): Romstad, Eirik The Informational Role of Prices. European Review of Agricultural Economics Rosnes, Orvika Subsidies to renewable energy in inflexible power markets. Rubio-Oderiz, Javier og Perez-Arriaga, Ignacio Marginal pricing of transmission services: A Comparative Analysis of Network Cost Allocation Methods. IEEE Transactions of power systems. Vol 15(1) Sandbakken, Svein Rabatt for produksjonsnærhet og rabatt til KII. s.l. : EC Group, 2004a. Delrapport. SCB Energy use in manufacturing industry URL: aspx. Schottler, A Microeconomics. A Modern Approach.Third international edition. s.l. : Addison Wesley Longman, Sheffrin, S. M Rational Expectations. Cambridge surveys of economic literature Skatteministeriet Aftale om bedre integration af vind. [Internett] 9. Okt Skatteverket Skattesatser på bränslen och el. [Internett] [Sitert: ] Xrgia (2011) 59

60 SSB Energibruk i industrien URL: Statistics Finland Träbränslen den mest betydande energikällan inom industrin URL: Statnett. 2009a. Kraftsystemet/Markedsinformasjon/Regulerkraftopsjoner(RKOM). [Internett] 2009a. [Sitert: ] b. Nettutviklingsplan for sentralnettet. s.l. : Statnett, 2009b. URL: a. Prisstrategi for perioden [Internett] 2010a b. Samarbeidsforum for ny prisstrategi. Presentasjon. s.l. : Statnett, b c. Sentralnettstariffen Tariffhefte s.l. : Statnett, 2010c. Vol. URL: delig.pdf. Stern, N The economics of climate change. Cambridge, UK : Cambridge University press, Svensk Energi The electricity year TEN Trondheim Energi-Nett. Nettleiepriser. [Internett] Tinbergen, J On the theory of economic policy Tol, Richard The marginal damage costs of carbon dioxide emissions: an assessment of the uncertainties. URL: von der Fehr, Nils_Henrik M og Amundsen, Eirik S The Nordic Market: Signs of stress? The Energy journal Wilhelmsen, Ingebjørg Telnes Fagsjef, Norsk Petroleumsinstitutt. [interv.] Ole Lislebø Xrgia. 2010a. Fungerende pelletsmarked: Prinsipiell markedsanalyse. s.l. : Enova, 2010a b. K-faktormodellen: Effektivitets- og fordelingsmessige konsekvenser. Ole Lislebø og Kjetil Ingeberg : Xrgia, 2010b c. Pelletsmarkedet i Midt-Norge. s.l. : Enova, 2010c. Xrgia (2011) 60

61 10 Vedlegg 10.1 Avtapningsanlegg og mottrykksanlegg Det finnes to prinsipielt forskjellige metoder for kraftvarme produksjon. Avtapningsanlegg: Varme (i form av trykksatt damp) kan hentes ut fra dampturbinen ved ulike trykk og temperaturer avhengig av behov. Dette kan for eksempel være aktuelt som prosessvarme i industrien eller til fjernvarme. Nedkjøling av dampen etter passering av dampturbin skjer i en kondensator evt et kjøletårn. Avtapning av damp vil gi redusert elektrisitetsproduksjon, men varmeuttaket kan reduseres til null samtidig som elproduksjonen opprettholdes. Dette gir betydelig større fleksibilitet i driften enn forholdet er for mottrykksanlegg. Figur 10.1 Avtapningsanlegg Mottrykksanslegg: Det som skiller et mottrykksanlegg fra et anlegg med varmeavtapning er hvordan uttaket av varme skjer. I et mottrykksanlegg hentes varme ut fra kondensatoren etter dampturbinen, ikke ved avtapning av damp underveis i dampens ekspansjon i turbinen. All kjøling av damp skjer via kondensator, altså kjøling mot fjernvarme. En viktig effekt av dette er at forholdet mellom varmeproduksjon og elproduksjon i stor grad er gitt. Figur 10.2 Mottrykksanlegg Xrgia (2011) 61

62 10.2 Premisser for samfunnsøkonomisk effektiv ressursbruk Markedspriser Priser har tre hovedfunksjoner, de gir informasjon om kostnader og verdsetting på marginen, de allokerer ressurser og de fordeler velferd i samfunnet (Romstad, 2008). For at prisene skal ha informasjonsverdi må prisfluktuasjonene kunne forklares ut fra økonomisk teori (Muth, 1961). Økonomisk velferdsteori sier at alle likevektsløsninger i et velfungerende konkurransemarked er en Paretooptimal tilpasning 19 for økonomien (Schottler, 2001), og dermed gir riktige prissignaler. Det er altså tre forutsetninger som må være oppfylt for at et optimalt samspill mellom markedene skal finne sted. Først, markedene må være tilstekkelig konkurranseutsatte slik at produsentene opptrer som prisfaste kvantumstilpassere. Med dette forstås at en produsent selv ikke har mulighet til å påvirke markedsprisen, men planlegger produksjonen etter prisen han ser i markedet. Dette forutsetter ingen markedsmakt hos aktørene. En slik vurdering må gjøres for alle brenselmarkedene hvor samspill kan være aktuelt, og gjøres i kapittel Videre, priser reflekterer den marginale verdien av handel, og i et velfungerende marked er dette der tilbudet er lik etterspørselen. Aktørenes produksjonsbeslutninger blir tatt før man vet hva den faktiske markedsprisen blir, i periode t-1. Aktørene må derfor ha forventninger om fremtiden. Så lenge all tilgjengelig informasjon er benyttet på beslutningstidspunktet, har vi det som i samfunnsøkonomien kalles et rational expectation equilibrium (Rardner, 1979). Et marked er effektivt og gir troverdig prisinformasjon så lenge vi har et slikt rational expectation equilibrium (Sheffrin, 1983). Vi har ingen grunn til å tro at aktørene i disse markedene ikke benytter all tilgjengelig informasjon når de skal ta sine beslutninger i markedet. Man kan selvfølgelig tenkte seg situasjoner hvor aktører ikke forstår eller klarer å utnytte all informasjon på en god måte. Vi velger imidlertid å anta for den videre prinsipielle analysen at aktørene i markedet, både produsenter og konsumenter, opptrer rasjonelt. I tillegg må alle eksterne effekter være internalisert i bedriftenes produksjonsbeslutning for at vi skal ha et velfungerende marked. Utslipp av klimagasser ved produksjon er en slik ekstern effekt, en markedssvikt. Et uregulert marked vil da ikke lenger sørge for at aktørene tilpasser seg på den samfunnsøkonomisk beste måten. La oss anta en stigende marginal skade av utslipp, dvs. eksempelvis at jo mer CO 2 som slippes ut fra produksjonen av elektrisitet, jo større er miljøskadene. Vi antar også at det er forholdsvis rimelig å redusere utslippene noe, men at kostnadene stiger jo mer av utslippet man ønsker å rense. Figur 10.3 illustrerer en slik situasjon (figur til venstre). Figuren viser hvordan den teoretisk optimale miljøskatten, T*, settes slik at i det aggregerte markedet er den marginale kostnaden ved å rense ytterligere utslipp lik den marginale miljøskaden dette utslippet gir (Pigou, 1920). Aktørene på markedet, her illustrert ved to firmaer, vil da tilpasse seg i forhold til sine spesifikke rensekostnader. En aktør med lave rensekostnader vil redusere sine utslipp mye (figur i midten), mens en aktør med høye rensekostnader vil redusere utslippene lite og heller betale 19 En pareto-optimal tilpasning er en tilstand hvor ingen kan få det bedre uten at minst en aktør får det verre, og det samfunnsøkonomiske overskuddet er da maksimert. Xrgia (2011) 62

63 avgiften (figur til høyre) 20. Et optimalt utformet kvotesystem skal i teorien gi et identisk resultat. Forskjellen er imidlertid at man begynner med å sette det optimale volumet, Q*, som igjen resulterer i en kvotepris på T*. Figur 10.3 Med en optimalt satt miljøskatt er marginale rensekostnader lik marginal miljøskade av utslipp. Det bør presiseres at et effektivt marked fordrer en miljøskatt lik T*. For å oppnå et optimalt samspill mellom markeder, vil det imidlertid ofte være tilstrekkelig at den eksterne effekten er likt verdsatt i de forskjellige markedene, altså at T 1 =T 2 =T i. La oss anta at rensekostnaden for klimagassutslipp stiger med andelen utslipp som blir renset. Anta videre at miljøskaden, eller miljøkostnaden, øker når utslippene øker. Figur 10.4 illustrerer da en situasjon, hvor Q1 er totale utslipp uten rensing, Q* er samfunnsøkonomisk optimalt utslippsnivå og Q 2 representerer totalt antall kvoter i markedet i dag. Dette gir markedsprisen P 2 som er lavere enn P*. Det blå skraverte området representerer det samfunnsøkonomiske tapet som oppstår siden miljøkostnadene her er høyere enn de aktuelle rensekostnadene. 20 Det er tre relevante markedsbaserte virkemidler for å oppnå et samfunnsøkonomisk optimalt utslippsnivå. En skatt vil gi en sikker pris på utslippet, men en usikker utslippsreduksjon. Utslippskvoter, omsettelige eller ikke omsettelige, gir en sikker utslippsreduksjon men en usikker pris. Man kan også tenke seg at aktøren(e) som påvirkes negativt av miljøutslippet forhandler med forurenser(ene) og på denne måten kommer frem til en løsning alle parter er tjent med (Coase, 1960). I tillegg til disse har regulator mulighet til å gjøre direktereguleringer av selskaper. Xrgia (2011) 63

64 Marginale rensekostnader Marginal Miljøkostnad Samfunnsøkonomisk tap siden Q2>Q* P* P 2 Q* Q 2 Q 1 Utslipp Figur 10.4 Illustrasjon av samfunnsøkonomisk (globalt) tap med for høye utslipp. En slik underprising av utslipp vil gi en for høy etterspørsel etter energi basert på fossile energibærere. Videre vil teknologier med mye utslipp bli for lite straffet i absolutte termer i forhold til teknologier med mindre utslipp. Normen i en samfunnsøkonomiske nytte-kostnadsanalyser er å ta hensyn til faktorer som påvirker et land direkte, eksempelvis utslipp av CO 2 som fører til klimaendringer. Med en slik tilnærming ville det korrekte være å beregne hvilken effekt klimaendringene har på Norge, og forsøke å beregne den i kr. per tonn CO 2 utslipp. Resultatet kan da bli at vi ser en positiv effekt av utslippene, siden klimaendringene muligens vil ha en positiv effekt på det norske BNP isolert sett. Ut fra dagens politiske fokus på klimaendringer, og hvilke internasjonale forpliktelser norske politikere har bundet seg til, vil vi argumentere for at en slik metodikk og tilnærming blir for snever. Blant annet gjennom å signere Kyoto-protokollen har Norge godtatt at klimaendringer er et internasjonalt problem, som vi skal være med på å løse. Vi vil derfor i denne analysen se på den samfunnsøkonomiske kostnaden av CO 2 i et videre globalt perspektiv. Videre er det et bærende prinsipp for effektivitet i miljøøkonomien at ett mål skal ha ett virkemiddel (Tinbergen, 1950). Samtidig er det i praksis mange hensyn som spiller inn når politikk skal utformes, det være seg ønsker om næringsutvikling, distriktshensyn eller varierende definisjoner av miljøhensyn. Kryssende hensyn kan svekke virkemidlene, i tillegg medfører det ofte implementering av en rekke tilleggsvirkemidler, som er ment å løse de samme grunnleggende problemene. Den samlede effekten av et virkemiddel kan være vanskelig å måle allerede ved bruk av ett virkemiddel, og flere virkemidler per mål bidrar sterkt til å øke dette problemet 21. I tillegg til dette måleproblemet, vil det være sløsing med begrensede statlige økonomiske ressurser å skulle administrere flere virkemidler per mål. 21 Samtidig skal man også være varsom med å ha flere mål per virkemiddel. Dette gjør det umulig å bruke virkemiddelet slik at man får en optimal løsning for hvert av problemene, og vi får en trade-off for hvilke mål man prioriterer og man vil aldri oppnå den beste tilpasning. Forbrenningsavgiften, som skal virke både på miljøadferd, materialgjenvinning og avfallsgenerering er et godt eksempel på dette. Xrgia (2011) 64

65 Transportkostnader Distribusjon av olje, gass og bioenergi til sluttbruker foregår i all hovedsak i form av veitransport, og krever ingen store investeringer i seg selv så lenge mottaksanlegg er etablert. Barrieren for å entre markedet bør derfor være relativt liten med mindre leverandører inngår avtaler om enerett for tilgang til mottaksanlegg. Det er derfor grunn til å tro at konkurransen på dette området er tilfredsstillende, og at prisene reflekterer tilnærmet marginalkostnaden ved transport. For at den samfunnsøkonomiske transportkostnaden skal reflekteres i kostnadene må alle miljøkostnader og andre eksterne effekter av transporten være internalisert i transportørens kostnader. Veiavgifter, årsavgifter og miljøavgifter på drivstoff kan være gode virkemidler for å sikre at dette er tilfelle. CO 2 - avgiften på drivstoff i Norge overskrider antakelig den direkte miljøskaden ved transport, imidlertid har transport også en rekke andre eksterne effekter. Vi skal ikke gå dypere inn i denne problemstillingen her, og velger for de videre analysene å anta at miljøkostnadene ved transport av olje, gass og bioenergi er internalisert Tariffering av el Markedsstrukturen har effekt for optimal prising Distribusjon av el er mer komplisert. Det er vel kjent at nettselskaper innehar egenskaper som er typisk for et naturlig monopol, og de må følgelig reguleres for at tilpasningen skal bli 22 samfunnsøkonomisk rasjonell (Motta, 2004). Nettselskaper har ofte fallende gjennomsnittskostnader i hele det relevante produksjonsintervallet, noe som medfører at en pris lik marginalkostnad (kun variabelt tariffledd) ikke vil dekke netteiernes faste kostnader på sikt. Figur 10.5 illustrerer det samfunnsøkonomiske tapet ved ikke å regulere et naturlig monopol (venstre) og den samme monopolistens tap hvis han tvinges til å sette pris lik marginalkostnad (høyre). Figur 10.5 En naturlig monopolist (fallende gjennomsnittskostnader - AC) vil ikke få kostnadsdekning med marginalprising. 22 Se vedlegg 10.2 for en kort gjennomgang av dette. Xrgia (2011) 65

66 Tariffens variable ledd (energileddet) skal reflektere verdien av tapet ved endret innmating og uttak av kraft, altså de kortsiktige marginale nettapskostnadene ved overføring. Energileddet skal gi kortsiktige prissignaler til kundene om de faktiske nettapene i området slik at de tilpasser seg på en slik måte at nettet utnyttes mest mulig effektivt. I tillegg skal marginaltapssatsene gi langsiktige lokaliseringssignaler som kan redusere behovet for investeringer i nettet ved at markedsaktørene har en oppfatning av hva det fremtidige nivået på energileddet vil være. De faste kostnadene knyttet til overføring, også referert til som kapasitetskostnader eller eksisterende systemkostnader i den tekniske litteraturen (Pan, et al., 2000), kan dekkes inn ved hjelp av et residualt ledd. En lang rekke ulike tekniske modeller for å dekke inn kostnadene finnes. Kapasitetsprising og bruksbaserte modeller er mest vanlig (Se (Pan, et al., 2000) og (Conejo, et al., 2007) for en gjennomgang), men også modeller formulert fra spillteori finnes (Zolezzi, et al.). Før vi vurderer fordelingen av tariffens faste ledd (fastleddet) nærmere vil vi i kapittel gjøre en prinsipiell vurdering av hvilket type gode strømnettet er Hva slags gode er strømnettet? Det er ikke bare markedsstrukturene som er avgjørende for valg av reguleringsregime. Ressurser har ulike karakteristikker som påvirker konsumentenes betalingsvillighet, og dette har konsekvenser for hvordan reguleringen bør utformes. Olson (Olson, 1965) slo med sin bok The logic of collective action sprekker i på den tid rådende teorien om at mennesker i grupper vil samarbeide for å oppnå det beste for gruppen. Han slo fast at ikke noe rasjonellt individ vil bidra til produksjonen av kollektive goder: "Unless the number of individuals in a group is quite small, or unless there is coercion or some other special device to make individuals act in their common interest, rational, self-interested individuals will not act to achieve their common or group interests"(olson, 1965). Figur 10.6 viser hvordan man kan skille mellom private goder, og tre ulike typer fellesgoder. Mens private goder bør omsettes fritt i et uregulert marked, vil de tre kategoriene fellesgoder i stor grad avhenge av regulering for å oppnå den samfunnsøkonomisk beste markedstilpasningen 23. Vi vil her først forsøke å definere hva slags gode strømnettet er, for så å diskutere hvilke konsekvenser dette har for optimal reguleringsutforming. Klassifiseringen av goder skjer i hovedsak etter to prinsipper, ekskluderbarhet og grad av rivalisering i forbruket. Figur 10.6 gir en skjematisk oversikt over ulike typer goder basert på Cornes & Sandler (1986). Så sant et gode ikke både er fullt ut ekskluderbart og helt rivaliserende, så er godet delvis kollektivt. Egenskapene ekskluderbarhet og rivalisering er ikke entydige, og det kan være komplisert å avgjøre om - og i hvilken grad - et bestemt gode har en eller begge egenskapene. Enkelte forskere hevder at til og med nasjonalt forsvar, som vanligvis brukes som det beste eksemplet på et helt kollektivt gode, tillater eksklusjon og delvis rivalisering (Cornes, et al., 1986). 23 For common-pool ressurser kan utfallet i et uregulert marked i verste fall være en utradering av ressursen, kjent som Allmenningens tragedie. Rene fellesgoder bør produseres av staten da gratispassasjerproblemet medfører markedssvikt og for lav produksjon. Markedsløsningen for klubbgoder avhenger av godets karakteristikk. For et privat klubbgode (eks. kabel tv) kan et konkurranseutsatt marked allokere ressursene effektivt. Klubbgoder karakteriseres imidlertid ofte av å være naturlig monopoler (jernbane, bomvei), og i disse tilfeller vil det frie markedet produsere for lite av godet til en for høy pris (Motta, 2004). Xrgia (2011) 66

67 Figur 10.6 Klassifisering av ulike typer goder. Basert på Cornes & Sandler (1986). Et gode er rivaliserende dersom en persons forbruk av en enhet av godet helt fjerner enhver fordel (eller ulempe) som andre kan få av den samme enheten. Strømnettet kan brukes av en aktør, uten at det reelt hindrer andres mulighet til å benytte sentralnettet (innenfor visse kapasitetsgrenser selvfølgelig). Kostnaden ved å slippe en aktør ekstra inn på sentralnettet vil være lav, og vi påstår derfor at rivaliseringsgraden for dette godet er lavt. Ekskluderbarhet er den viktigste teoretiske egenskapen å definere. Hvis det er forbundet små kostnader med å hindre aktører i å benytte seg av godet (når det er produsert) vil gratispassasjerproblemet være lite (Ostrøm, 2003). Det er med dagens teknologi relativt enkelt å avskjære aktører fra å benytte sentralnettet hvis de ikke oppfyller vilkårene for tilknytning. Sentralnettet i dag virker altså å karakteriseres av en relativt lav grad av rivalisering i forbruk, men relativt høy grad av ekskluderbarhet. Følgelig er dette et offentlig klubbgode preget av et marked med naturlig monopol. I avsnittet under diskuterer vi om dette påvirker et optimalt reguleringsregime. For mange fellesgoder kan potensielle forbrukere ekskluderes fra å forbruke godet hvis de ikke betaler en bruksavgift. Sentralnettstjenester er et slikt eksempel, selv om dette ikke er et gode for sluttforbruk, men for fasilitering av sluttbruk (av elektrisitet) Hvordan prise et ekskluderbart fellesgode? Man kan argumentere for at korrekte prissignaler er viktigst for goder karakterisert av rivalisering i forbruket, siden det her er en reell knapphet på godet. For goder karakterisert av relativt lav rivalisering i forbruket, som sentralnettstjenester, er det mer snakk om hvem samfunnet ønsker skal ha tilgang til ressursen, og hvordan kostnadene ved å produsere dette (delvis) kollektive godet skal allokeres 24. Forbruk av slike goder kan finansieres på flere måter, hvor ytterpunktene er en ren bruksbasert betalingsmodell (ekskluderende forbruksavgift) eller over skatteseddelen som inntektsskatt (ikke-ekskluderende, behandles da som et rent fellesgode). Blomquist og Christiansen (2005) argumenterte at kun i særskilte tilfeller er en sluttbrukeravgift en bedre løsning enn en offentlig finansiering via inntektsskatten, og peker på at konsumentenes nytte av det ekskluderbare fellesgode reduseres ved en forbruksavgift. Metcalf og Park (2007) viser 24 Det finnes store mengder litteratur som diskuterer om produksjonen av ekskluderbare (monopolistiske) fellesgoder bør skje i en privat eller offentlig virksomhet, men denne diskusjonen er utenfor dette prosjektets mandat. Xrgia (2011) 67

68 imidlertid at sluttbrukeravgift er den beste løsningen i langt flere tilfeller enn Blomquist og Christiansen kom frem til ved å modellere fellesgodet på en mer troverdig måte. Huber og Runkel (2009) viser at så lenge det er kapitalen er mobil vil fordelen med sluttbrukeravgift øke med størrelsen på vridningseffektene av inntektsskatt. En annen viktig faktor å vurdere i en slik skattlegging er fordelingseffektene og rettferdigheten i skattesystemet. Hellwig (2005) konkluderer med at sluttbrukeravgift, med ekskludering av de som ikke er villige til å betale, er den beste løsningen hvis ulikhets-aversjonen (inequality aversion) er stor. På denne måten fordeles kostnadene ved fellesgodet i forhold til hvordan nytten av det samme godet fordeles. Hvis ulikhets-aversjonen er lik 0, vil imidlertid fravær av sluttbrukeravgift maksimere samfunnsøkonomisk overskudd. Litteraturen referert over gir ingen entydige svar, men det kan det virke som en sluttbrukeravgift på sentralnettet er bedre enn en finansiering gjennom økt inntektsskatt i befolkningen. Ikke minst virker det rimelig at en stor kunde i strømnettet bør betale mer enn en liten kunde da vi må anta at nytten av økt forbruk er positiv. Bai & Tao(2009) sammenlikner ren bruksbasert prising med tilgangsprising for ekskluderbare fellesgoder. Deres konklusjon var at så lenge gruppen av konsumenter er relativt homogen, noe vi kan anta at kunder av sentralnettet er, vil tilgangsprising være den prisstrategien som maksimerer det samfunnsøkonomiske overskuddet. Litteraturen om prising av ekskluderbare klubbgoder gir mange muligheter for utforminger av reguleringsmodeller, men gir ingen entydige svar på hvordan en slik ressurs bør prises. Imidlertid ser det ut til at en sluttbrukeravgift på sentralnettet er å foretrekke (Hellwig, 2005)(Metcalf, et al., 2007)(Blomquist, et al., 2005)(Huber, et al., 2009). Det virker også rimelig at en stor kunde i sentralnettet bør betale mer enn en liten kunde da vi må anta at nytten av økt forbruk er positiv. En pris for kapasitetstilgang ikke bruk, ser ut til å være den prisstrategien som maksimerer det samfunnsøkonomiske overskuddet (Bai, et al., 2009) Tilgangsprising hvordan differensiere? Først bør man vurdere om en økt bruk av utkoblbare elkjeler vil være kapasitetsdrivende på nettet. Videre må man vurdere i hvilken grad et slikt forbruk skal være med å betale for eksisterende faste kostnader i nettet. Nettkapasitet må bygges ut slik at summen av all installert forbrukseffekt er lik kapasiteten i nettet, pluss en sikkerhetsmargin. Aktørenes brukstid er i denne sammenheng ikke utslagsgivende, følgelig vil en effektavregning være det mest treffsikre virkemiddelet (Xrgia, 2010b). Umiddelbart skulle man derfor tro at når man installerer flere elkjeler vil dette øke effektbehovet og dermed investeringsbehovet i nettet. En viktig presisering er at vi ser på utkoblbare elkjeler. Formålet er at disse kun skal gå i perioder når prisen på elektrisitet er lavere enn prisen på brensel. I dagens situasjon vil det i all hovedsak bety at disse elkjelene kun vil belaste nettet i lavlastperioder. Følgelig vil utkoblbare elkjeler ikke være kapasitetsdrivende, ettersom de også kan kobles ut på kort varsel av netteier På den andre siden kan man tenke seg at slike kjeler kan yte systemtjenester for å balansere nettet i perioder hvor produksjonen er høyere enn forbruket. Prinsipielt kan man også tenke seg at utkoblbare elkjeler kunne redusere behovet Xrgia (2011) 68

69 Neste spørsmål blir dermed om man skal differensiere på tilgangsprising, eller om alle skal betale en like stor andel. Ramseyprising er i følge (Xrgia, 2010b) og (ECON, 2010) et godt samfunnsøkonomisk prinsipp som bør følges ved utformingen av fordelingsmodellen for de faste kostnadene i nettet. Ramsey (1927) etablerte tommelfingerregelen om at skattleggingsgraden må være omvendt proporsjonal med egenpriselastisiteten på etterspørselen etter produktet. Tilsvarende er det, i henhold til økonomisk teori, riktig å gi lavere tariffer til kundegrupper som har høy etterspørselselastisitet. Figur 10.7 viser prinsipielt hvordan en skatt (S) virker på to kundegrupper med ulik etterspørselselastisitet. Mål: Minimere dødvektstap Dødvektstap øvrig forbruk E øvrig forbruk Dødvektstap varmeproduksjon T+S T E Varmeproduksjon q Varme q Øvrig q* Q Figur 10.7 Prinsippskisse Ramseyprising. Skatten på gruppen med lav etterspørselselastisitet (her øvrig forbruk) gir et langt mindre dødvektstap (samfunnsøkonomisk tap) enn hva den samme skatten gjør på gruppen med høy etterspørselselastisitet (her varmeproduksjon). Ramseyprising innebærer her at skatten differensieres mellom kundegruppene og settes slik at det totale dødvektstapet blir lavest mulig. Det bør understrekes at vi ikke har gjort egne analyser av etterspørselselastisitet for elektrisitet i varmeproduksjon. I dagens regulering har kraftintensiv industri (KII) et kraftig redusert fastledd, med begrunnelse om høy langsiktig priselastisitet. Ettersom vi her drøfter en situasjon hvor elkjeler skal spille sammen med kjeler basert på andre brensler er det grunn til å tro at etterspørselselastisiteten i denne gruppen er svært høy både på kort og lang sikt. Dette, i kombinasjon med konklusjonen om at utkoblbare elkjeler ikke har kostnadsansvar i nettet, gjør at vi mener det er samfunnsøkonomisk effektivt at utkoblbare elkjeler kun bidrar til å dekke en svært liten andel av de faste kostnader i for overføringskapasitet ut av overskuddsområder. Dette er imidlertid svært vanskelig å tallfeste, dessuten kan kraftbalansen i et område variere fra overskudd til underskudd gjennom året. Vi velger derfor ikke å legge vekt på dette her. Xrgia (2011) 69

70 nettet. Ettersom vi ikke har gjort egne analyser av faktisk etterspørselselastisitet anbefaler vi ikke konkret nivå på faste ledd for ulike kundegrupper. Implisitt i dagens regulering ligger imidlertid en antakelse om priselastisiteten for øvrig forbruk og kraftintensiv industri. Antakelig har forbrukere med utkoblbare elkjeler også høyere priselastisitet enn kraftintensiv industri, i alle fall på kort sikt. Vi mener derfor at utkoblbare elkjeler også bør belastes et mindre fastledd enn kraftintensiv industri Konkurransen i de norske brenselmarkedene Når vi vurderer brenselprisene fokuserer vi her på de brenseltypene som er mest aktuelle for samspill med elkjeler, nemlig lett og tung fyringsolje, LPG, flis og pellets. Dette er alle markeder som må vurderes separat. En grundig gjennomgang av alle disse markedene er utenfor dette prosjektets ramme. Vi gjør imidlertid en grov vurdering av markedskarakteristikkene for å si noe om hvordan forholdende ligger til rette for konkurranse. Som kriterier for å vurdere konkurransen i markedet benyttes antall større tilbydere, homogenitet i produktet og størrelse på transportkostnadene. Homogenitet i produktet kan gi en indikasjon på om markedet preges av priskonkurranse (Bertrandkonkurranse) eller mengdekonkurranse (Cournot-konkurranse), noe som er spesielt viktig i markeder med få tilbydere. Transportkostnader sier noe om hvor enkelt det er å etablere separate lokale markeder. Tabell 10.1 viser vår overordnede vurdering av markedene. Tabell 10.1 Markedskarakteristikker i brenselmarkedene i Norge. Brensel Antall større Homogenitet i Transportkostnader Hovedkilde leverandører produkt Lett fyringsolje 4 Høy Lave NP (Wilhelmsen, 2010) Tung fyringsolje 4 Høy Lave NP (Wilhelmsen, 2010) LPG (Propangass) 5 Høy Lave NP (Wilhelmsen, 2010) Flis Mange små Middels Høy Xrgia (Xrgia, 2010c) Pellets <5 Høy Lave Xrgia (Xrgia, 2010c) Alle brenseltypene kan fraktes med vogntog av ulike slag, noe som er en relativt rimelig transportmåte som dessuten krever små investeringer. Når det gjelder antall aktører og homogenitet i produktet er det imidlertid større forskjeller. Lett fyringsolje er et standardisert og godt etablert produkt for oppvarming, og brukes både i husholdninger og i industrien. I 2009 delte de fire største aktørene 99 % av det norske markedet 26 (NP, 2010). I de store byene er det imidlertid flere konkurrerende selskaper. Prisene som oppgis er vanligvis inkludert frakt, noe som gjør prissettingen mindre gjennomsiktig for vårt formål. Prisene varierer kraftig gjennom året og mellom tilbydere, og det er i mange tilfeller mulig å forhandle om prisene (DinSide, 2009). Ettersom fyringsolje er et homogent produkt burde et marked med fire jevnbyrdige konkurrenter sikre tilstrekkelig konkurranse. Det kan selvfølgelig være geografiske områder hvor færre, og i verste fall kun en tilbyder er etablert. For det store volumet av fyringsolje gir imidlertid aktørbildet oss grunn til å tro, gitt at ulovlig prissamarbeid ikke finner sted, at prisene over tid vil gi oss rimelig god informasjon om de faktiske produksjonskostnader. 26 Statoil 34 %, Esso 27 %, Shell 20 % og YX 18 %. Xrgia (2011) 70

71 Tungolje er et råoljedestillat og benyttes i dag i all hovedsak i industrien. Det er de samme leverandørene på dette markedet som på markedet for lett fyringsolje. Vi har ingen forutsetninger for å vurdere konkurransen i dette markedet. Vi velger imidlertid for den videre analysen å gjøre samme vurdering som for lett fyringsolje. Følgelig velger vi å anta at markedsprisene gir tilstrekkelig informasjonsverdi til å være sammenlignbare i forhold til hverandre. Forbruk av gass kan være både naturgass og LPG-gass (propan). Det klart mest vanlige er imidlertid LPG-gass på grunn av sin tilgjengelighet, og vi velger å fokusere på det i denne analysen. Det finnes fem større leverandører av LPG-gass i Norge i dag, hvor de fleste er representert i store deler av landet (Wilhelmsen, 2010). I følge Xrgia (2010a) er transportkostnadene for pellets så lave at vi i praksis har et fungerende verdensmarked for pellets. Aktører i det norske markedet vil dermed ikke kunne øke prisen nevneverdig over verdensmarkedsprisen. For flis er situasjonen annerledes ettersom transportkostnadene er relativt høye, og lokale produsenter kan tenkes å ta en pris noe høyere enn man ville sett i et mer konkurranseutsatt marked. Vi har imidlertid ikke gjort noen dypere analyser av markedsmekanismene i flismarkedet, og velger å anta for den videre analysen at dette ikke gir store utslag på prisene. Totalt sett tror vi at konkurransen i både kraftmarkedet og de ulike brenselmarkedene er tilstrekkelig for at et samspill skal kunne fungere godt, om enn ikke optimalt Varmemarkedet I dette kapitlet presenteres en del informasjon fra kartlegging av varmemarkedet i Norden. Lokal oppvarming TWh Norge Finland Danmark Sverige 0 Gass Olje Kull Fornybart El V.pumpe Figur 10.8 Brenselforbruk i lokal oppvarming i Norden fordelt på type brensel og land. Xrgia (2011) 71

72 Fjernvarme Norge Finland Danmark Sverige Figur 10.9 Brenselforbruk i fjernvarme i Norden fordelt på type brensel og land. Prosessvarme Danmark Norge Finland Sverige Figur Energibruk til prosessvarme i Norden, fordelt på energibærer og land. Xrgia (2011) 72

73 10.2 Analyse av norsk prosessindustri Rangering av bransjer Industribransjene ble i hovedsak vurdert ut fra følgende kriterier: Antatt fleksibilitet i energibruken (start-stopp kostnad og tid). Vi ser her på bruk av el i svært korte tidsperioder, gjerne enkelttimer, og dermed blir dette svært viktig. Volum av substituerbare brensler og alternativkostnad. Vi legger her til grunn at det ikke er aktuelt å bytte ut egenproduserte energikilder med elektrisitet, da disse er antatt å ha meget lav alternativkostnad. I bedrifter der man kun bruker elektrisitet er det heller ikke potensial for fleksing på denne måten. Bruk av uprioritert el i dag. Dette gir signaler om at man allerede tenker på denne måten og har mulighet til å skifte energibærer etter hva som til enhver tid er billigst. Basert på dette fikk bransjene karakter fra 1 til 6, der 6 er best. Det var tre bransjer som skiller seg positivt ut, disse blir presentert i det følgende Kjemiske råvarer Bransjen Kjemiske råvarer fikk karakteren 6. Det er 46 store og mellomstore bedrifter i denne bransjen 27, og deres energibruk i 2008 er presentert i Figur Samlet forbruk hos disse bedriftene var omtrent 16 TWh. Figur Samlet energibruk i de 46 største bedriftene innen Kjemiske råvarer Figur viser historisk energibruk i hele bransjen Kjemiske råvarer. Figuren viser faktisk at hele bransjen bruker noe mindre energi enn de 46 store og mellomstore bedriftene (Figur 10.11). Dette skyldes at for de største bedriftene er egenprodusert damp tatt med i energiforbruket. Denne dampen er fremstilt ved bruk av en eller flere av de andre energibærerne, slik at denne energien telles to ganger (dobbeltregning). Egenprodusert damp er ikke inkludert i energiforbruket i bransjen på landsbasis. Det er altså forskjell i hvordan energibruken er registrert som gir denne differansen. 27 Med store og mellomstore bedrifter menes i denne sammenhengen bedrifter som er ikke i SSBs oversikt over de 250 industribedriftene i Norge som bruker mest energi. Xrgia (2011) 73

74 Figur viser at det allerede brukes mye innkjøpt elektrisitet i bransjen, og mye egentligvirket gass. Bransjen brukte totalt drøyt 2 TWh fossilt brensel i 2008, noe som absolutt er aktuelt å erstatte med elektrisitet i kortere eller lengre perioder med svært lave priser. Figur Utvikling i energiforbruk for bransjen Kjemiske råvarer Figur viser utvikling i bruken av uprioritert elektrisitet i bransjen. Vi ser at man har store muligheter til å bruke uprioritert elektrisitet, og at det er en sammenheng mellom hvor mye uprioritert elektrisitet som brukes og forholdet mellom olje- og strømprisen. Dette viser at bransjen har et bevisst forhold til energibruken og har mulighet til å være fleksibel i forhold til hvilke energibærere som brukes. Figur Bruk av uprioritert elektrisitet i bransjen Kjemiske råvarer Følgende energiavgifter er gjeldende for bedrifter innen Kjemiske råvarer: Elavgift 0,45 øre/kwh (Normalt 11,01 øre/kwh) Grunnavgift 0,886 kr/liter mineralolje CO 2 -avgift 0,58 kr/liter mineralolje Xrgia (2011) 74